2.不平衡电流保护
Idz?1I0NiKlm (附5.8)
I0?3MKIed6N?M?K??5K (附5.9)
I3M?0?6N?M?1???????5?Ied 上三式中 I0——中性点间流过的电流(A)； Ied——每台电容器额定电流(A)。
为了躲开正常情况下的不平衡电压和不平衡电流，均应校验动作值 UU0bpdz?KkNu IU0bpdz?KkNi (三) 电压差动保护
UUcdz??NuKlm ?UKc?33N?M?K??2KUex ?U3?c?3N?M?1???????2?Uex 当N=2时，有
?U3Nc?6M?4KUex ?U3?c?6M?1????4?Uex 上五式中 ΔUc——故障相的故障段与非故障段的电压差(V)。 (四)桥式差电流保护
I?Idz?NiKlm (附5.9a)
(附5.10)
(附5.11)
(附5.12)
(附5.13)
(附5.13a)
(附5.14)
(附5.14a)
(附5.15)
?I?3MKIed3N?M?2K??8K (附5.16)
?I?3M?Ied3N?M?1????2???8? (附5.16a)
上三式中 ΔI——故障切除部分电容器后，桥路中通过的电流(A)。
式(附5.4)、(附5.7)、(附5.9)、(附5.13)、(附5.14)及式(附5.16)适用于有专用 单台熔断器保护的电容器装置；而式(附5.4a)、(附5.7a)、(附5.9a)、(附5.13a)、(附5.14a)及式(附5.16a)?则适用于未设置专用单台熔断器保护的电容器装置。 三、电容器装置母线过电压保护
Udz?Ku?1?A?UeMNu (附5.17)
式中Ku——电容器长期允许过电压倍数； UeM——电容器装置接入母线的额定电压(V)。 四、电容器装置失压保护
Udz?KminUemNu (附5.18)
式中Kmin——系统正常运行可能出现的最低电压系数，一般取0.5。
附录六 相控电抗器(TCR)产生的谐波电流计算
在理想情况下，如附图6.1所示，TCR每相产生的特征谐波电流计算如下
????0???t????2???Umi???cos??cos?t?????t?2?????X3??2?????t???0????2? (附6.1)
附图 6.1 TCR等效接线图 Th—晶闸管阀；X—电抗器电抗?
利用傅里叶级数分谐，得
in??Inmcosn?t (n=1，3，5，?) (附6.2)
基波幅值
I1m?2Um?1??????sin2??? (附6.3) ?X?2谐波幅值
Inm?Um4??cos?sinn??nsin?cosn???Xnn2?1??
(n=3，5，7，?) (附6.4)
计算得出的特征谐波最大值及其相应的导通角列于附表6.1中。
附表6.1 最大特征谐波电流值(p.u.) 谐波次数 谐波幅值 导通角 谐波次数 谐波幅值 导通角
附录七 单调谐滤波电容器额定电压的计算
对单调谐滤波电容器的额定电压可采用下式进行计算(见附图7.1)
3 0.1378 120° 11 0.0105 98° 5 0.0545 108° 13 0.0078 96° 7 0.0257 102° 15 0.0027 95° 9 0.0156 100° 17 0.0022 95°
附图7.1 单调谐滤波器接线图
n2?I?Ue?2?1?n?Usn?1?nI1? (附7.1)
式中Ue——滤波电容器额定电压(kV)； n——谐波次数；
In——流过滤波器的n次谐波电流 (A)； I1——流过滤波器的基波电流 (A)；
Us——当滤波器投入时电网最高运行电压 (kV) 。
附录八 单调谐滤波电容器容量的计算
滤波电容器最小安装容量为
Smin6U1Inn2??2n?1 (附8.1) n式中Smin——滤波电容器最小安装容量 (MVA)； U1——滤波器母线基波相电压 (kV)；
In——流过滤波器的n次谐波电流 (kA)； n——谐波次数。
滤波电容器容量利用率最高时的安装容量为
n2?1Sn?n?2?3U1Inn?1 (附8.2)
式中Sn——滤波电容器容量利用率最高时所需的安装容量 (MVA)。 式中其它符号的意义同式 (附8.1)。
附录九 单调谐滤波器品质因数的确定
单调谐滤波器(见附图7.1)品质因数可由下列公式初步确定
Q?cos?m?12?msin?m (附9.1)
XsRs??
tg?m?式中?m——系统网络的最大等值谐波阻抗角； Rs——系统等值谐波电阻； Xs——系统等值谐波电抗；
?m——滤波器的最大等值频率失谐度，当额定工频角频率ω1的偏差为Δω、电感L的
偏差为ΔL、电容C的偏差为ΔC时，有 Q——滤波器的品质因数。
??????1，
?L????C?L?m????L?C?C?22；C，L，则
当忽略系统电阻时，限Rs为零，则有
Q?12?m (附9.2)
?附录十 本 标 准 用 词 说 明
执行本规定条文时，要求严格程度的用词，说明如下，以便在执行中区别对待。 1.表示很严格，非这样作不可的用词： 正面词采用“必须”； 反面词采用“严禁”。
2.表示严格，在正常情况下均应这样作的用词： 正面词采用“应”；
反面词采用“不应”或“不得”。
3.表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样作的用词：
正面词采用“宜”或“可”； 反面词采用“不宜”。
___________________
附加说明：
本标准主编单位：能源部东北电力设计院。
本标准主要起草人：王善钧、何善瑾、王进洪、王子春、康慧、车锦泉。
330～500kV变电所无功补偿装置设计技术规定
DL 5014—92 条 文 说 明
前 言
为便于广大设计、施工、科研、学校等有关单位人员在使用本规定时能正确理解和执行条文规定，编制组根据国家计委关于编制标准、规范条文说明的统一要求，按本规定的章、节、条的顺序，编制了“330～500kV变电所无功补偿装置设计暂行技术规定条文说明”，供国内各有关部门和单位参考。在使用过程中如发现本条文说明有欠妥之处，请将意见函寄东北电力设计院(长春斯大林大街96号，邮政编码130021)。
第一章 总 则
本章主要内容包括《330～500kV变电所无功补偿装置设计技术规定》(以下简称《技术规定》)的总的指导思想、适用范围、无功补偿装置总容量选择原则以及本规定与其它标准、规范、规程和规定的关系。
第1.0.1条 本条阐述《技术规定》的适用范围。
本规定的适用范围是根据1988年电力规划设计总院下达本规定任务的适用范围及本规定编制大纲讨论会的讨论意见定下来的。电力规划设计总院于1988年(88)水电电规计字第14号文中明确本规定内容与要求为“适用于330～500kV变电所中带投切电抗器电容器组和静止补偿装置的无功补偿装置设计的有关规定，不包括调相机。同年，在本规定编制大纲讨论会会议纪要中要求“本规定这次编制适应范围应包括500kV并联电抗器部分内容(不包括系统部分)。电力规划设计总院于同年(88)水电电规技便字第15号文中明确“关于《330～500kV变电所无功补偿装置设计暂行技术规定》请按下达任务的适用范围和编制大纲讨论会会议纪要的有关要求开展工作。”
第1.0.2条 本条阐述《技术规定》的指导思想及主要设计原则。 (1)首先强调装置的设计必须执行国家的技术经济政策。
(2)在总的设计思想中突出了安全可靠。由于无功补偿装置节能的经济效益很显著。与调相机比较，电容器总的投资费用要节省得多。但近几年，电容器爆炸起火事故较多，对电力系统的安全影响很大，所以，在设计中，经济与安全二者权衡，应将安全可靠摆在首位，要做到“安全可靠、技术经济合理和运行及检修方便。”
330~500kV变电所无功补偿装置设计技术规定
Technical regulation ror designing or reactive for 330~500kV substations
DL 5014-92
主编部门：能源部东北电力设计院 批准部门：中华人民共和国能源部 施行日期：1993年10月1日
第一章 总 则
第1.0.1条 本规定适用于330、500kV变电所内的330、500kV并联电抗器置，10～63kV并联电抗器和并联电容器装置，0.8～20kV静止补偿装置的新建程，扩建、改建工程可参照执行。
本规定不包括调相机。
第1.0.2条 无功补偿装置的设计必须执行国家的技术经济政策，并应根据安装点的电网条件、谐波水平、自然环境、运行和检修要求等，合理地选择装置型式，容量，电压等级，接线方式，布置型式及控制、保护方式，做到安全可靠、技术经济理和运行检修方便。 第1.0.3条 遵照本规定设计的无功补偿装置，尚应符合现行的国家和部的有关准、规范、规程和规定。
第二章 系 统 要 求
第2.0.1条 系统的无功补偿原则上应按就地分区分电压基本平衡，以保证系统枢纽点的电压在正常和事故后均能满足规定的要求。
第2.0.2条 变电所内装设的高低压感性和容性无功设备的容量和型式，应根据力系统近远期调相、调压、电力系统稳定、电压质量标准、工频过电压和潜供电流方面的需要选择。 无功补偿装置应首先考虑采用投资省、损耗小、分组投切的并联电容器组和低压并联电抗器组。由于系统稳定和满足电压质量标准而需装设静止补偿装置或调相机时，应通过技术经济综合比较确定。
第2.0.3条 并联电容器组和低压并联电抗器组的补偿容量，宜分别为主变压器容量的30%以下。
无功补偿装置，应根据无功负荷增长和电网结构变化分期装设。
第2.0.4条 并联电容器组和低压并联电抗器组的分组容量，应满足下列要求： 一、分组装置在不同组合方式下投切时，不得引起高次谐波谐振和有危害的谐波放大； 二、投切一组补偿设备所引起的变压器中压侧的母线电压变动值，不宜超过其额定电压的2.5%；
三、应与断路器投切电容器组的能力相适应；
四、不超过单台电容器的爆破容量和熔断器的耐爆能量。
为简化接线和节省投资，宜加大分组容量和减少分组数。500kV变电所电容补偿装置的分组容量可选为30～60Mvar，330kV变电所可选为10～25Mvar。并联电抗器组的分组容量参照上述二、三两项要求，可适当增大。
第2.0.5条 分组投切的并联电容器组的串联电抗率，需根据电容器组合闸涌流，谐波放大对系统及电容器组的影响等方面的验算确定。由系统进入变电所母线的谐波量，在无实测值时，可按SD126《电力系统谐波管理暂行规定》中规定的各级电压母线的电压波形畸变率及谐波电流允许值计算。一般情况下针对限制5次及以上谐波，串联电抗率可取5%～6%；针对限制3次及以上谐波，串联电抗率可取12%～13%。
第2.0.6条 静止补偿装置的型式应通过技术经济比较确定，宜采用晶闸管相控电抗器配合断路器投切的电容器组和电抗器组。相控电抗器的容量可按不小于电容器组和电抗器组两者中的最大分组容量选择。
第三章 接 线 第一节 一般 规 定
第3.1.1条 无功补偿装置的额定电压应与其接入系统的各种运行方式下的运行电压相配合。
第3.1.2条 高压并联电抗器接入系统的电压等级一般为500、330kV，接入主变压器三次侧的无功补偿装置的电压宜选用35kV级，在东北地区宜选用63kV级。静止补偿装置应连接在主变压器三次侧，主变压器三次侧电压等级可通过对主变压器及其三次侧的开关设备、晶闸管阀(包括是否加中间变压器)等组件进行综合技术经济比较确定。当主变压器三次侧长期只接有晶闸管阀控制(或投切)的静止补偿器时，宜采用15.75kV或20kV电压。 第3.1.3条 无功补偿装置的接线方式应根据补偿性质、设备特点和分组数等条件确定，并应满足安全可靠、节约投资、运行维护方便和有利于分期扩建、改建等要求。 第3.1.4条 接入主变压器三次侧的无功补偿装置的接线应满足下列可靠性要求： 一、任一组无功补偿装置故障不应导致主变压器切除；
二、当不装总断路器时，应采取措施减少母线故障，特别是相间故障的几率； 三、与第2.0.4条第一项的要求同。
第3.1.5条 无功补偿装置宜采用单母线接线，或按总断路器性能要求采用多段母线。 基于目前国产设备状况，主变压器三次侧无功补偿装置一般可有以下几种接线方式： 一、主变压器三次侧装总断路器，无功补偿各回路经或不经限流电抗器(兼作电容器回路的串联电抗器)装设负荷开关；
二、主变压器三次侧不装总断路器，无功补偿各回路装设断路器或晶闸管投切装置； 三、主变压器三次侧不装总断路器，在并联电抗器回路的中性点装设断路器(或负荷开关)或晶闸管投切装置，在并联电容器回路经限流电抗器(兼作电容器回路的串联电抗器)装设断路器；
四、主变压器三次侧不装总断路器，在并联电抗器、并联电容器回路经限流电抗器(兼作电容器回路的串联电抗器)装设断路器或晶闸管投切装置；
五、当具有较多组大容量并联电容器时，采用小值串联电抗器限制涌流(以串联电抗率为0.5%～1%的串联电抗器代替串联电抗率为6%的串联电抗器可节省投资)，另装设或不装设小容量谐波滤波器的接线方式。
第3.1.6条 为保证载波通信质量，330、500kV并联电抗器宜装在阻波器的母线侧，如有布置等其它技术经济上的需要，经计算论证确能保证通信质量及继电保护可靠性时，也可
将电抗器装在阻波器的线路侧。
第3.1.7条 多组主变压器三次侧的无功补偿装置之间一般不考虑并联运行，并不宜装设相互切换的设施。
第3.1.8条 主变压器三次侧无馈线时总断路器的装设条件：
一、当选用单相户外空心干式串、并联电抗器且组数不超过4组时，宜不装设总断路器； 二、当本期仅出现单相并联电抗器组时可不装设总断路器，远期出现并联电容器且回路数较多时，则应按变电所实际的技术经济条件决定是否装设总断路器；
三、当由于各无功补偿回路的选型及布置等原因，难以大大降低发生相间短路的几率，且其开断电器又不能满足开断短路电流时，则应装设总断路器。
第3.1.9条 当总断路器检修期间无功补偿装置仍需继续运行时，宜有相应的旁路隔离开关回路供断路器检修时用。
第3.1.10条 当有静止补偿装置时，主变压器三次侧母线的接线方式原则上同第3.1.5条，并应符合下列条件：
一、当主回路装设具有切短路故障能力的总断路器，并在分支回路装设负荷开关时，相控电抗器回路可不装设负荷开关；当不装设总断路器时，各分支回路包括相控电抗器回路均应装设具有切短路故障能力的断路器。
二、相控电抗器回路与谐波滤波器回路宜固定连接在一起并为一个分支。
第二节 并联电抗器和并联电容器及其
配套设备的接线方式
第3.2.1条 低压并联电抗器回路的断路器或负荷开关应根据所供配套设备及最终接线等经技术经济比较确定。
第3.2.2条 当母线短路电流超过低压并联电抗器回路的断路器允许值时，可经技术经济比较选择下列接线方式：
一、断路器前加装限流电抗器；
二、选用较高电压等级、额定开断电流符合要求的断路器；
三、只装设大容量总断路器，用来开断短路及负荷电流，分支回路装设负荷开关； 四、断路器装于电抗器中性点侧。
第3.2.3条 当低压并联电抗器回路采用会产生较高截流过电压的断路器或负荷开关(含真空断路器或真空负荷开关)时，应加装金属氧化物避雷器加以保护。避雷器应装设在断路器的并联电抗器侧。
第3.2.4条 低压并联电抗器宜采用星形接线方式。
第3.2.5条 具有串联段的15.75～63kV大容量并联电容器组宜采用中性点不接地的双星形接线。
第3.2.6条 电容器装置每相为多段串联时，应采用先并联后串联的接线方式，并联电容器组每个串联段中并联电容器的并联台数应大于最小允许并联台数，同时应小于最大允许并联台数。最大允许并联台数由单个电容器的耐爆容量及熔断器的涌放电流开断能力决定。最小允许并联台数由一台电容器故障切除后其它并联电容器过电压不导致整组电容器停运而定。当在串联段中超过最大允许并联台数时，可在串联段间连接的均压母线处分列，以减少
并联台数，但分列后的并联台数仍应满足最小允许并联台数的要求。
第3.2.7条 电容器装置应设置满足电容器投切要求的专用断路器，分组断路器不能满足开断短路的要求时，应增设开断短路用的总断路器。
第3.2.8条 当合闸涌流超过回路设备允许值时，应在每组回路中设置串联电抗器。 当装设电容器装置引起的高次谐波含量超过规定允许值时，应在回路中设置限制谐波的串联电抗器。
限制谐波的串联电抗器，可兼作限制涌流的串联电抗器。 需要限制短路电流时，串联电抗器可兼作限流电抗器。
当具有较多组大容量并联电容器时，采用小值串联电抗限制涌流另装设或不装设小容量谐波滤波器的方式，应有技术经济论证，并应确保变电所母线的谐波指标满足SD126的要求。
串联电抗器宜选用干式空心电抗器。
第3.2.9条 串联电抗器装设在电容器的中性点侧或电源侧，应根据电容器装置的接线方式、电抗器的动、热稳定电流及母线短路容量等经技术经济比较确定。
第3.2.10条 为防止过高的操作过电压，电容器回路应采用不重燃的断路器或负荷开关。当采用有重燃几率的断路器或负荷开关时，应装设避雷器进行保护。
并联电容器装置中的避雷器保护接线，应根据电容器装置的实际接线方式，通过计算或试验来确定。
第3.2.11条 电容器装置宜装设接地用隔离开关。
第3.2.12条 单台电容器宜装设专用的外部熔断器，当电容器的外壳直接接地时，保护单台电容器的熔断器应接于电源侧。
第3.2.13条 当电容器组需自动投切或单台电容器无内放电电阻时，必须加装专用放电装置，放电装置的三相及中性点宜与电容器组直接连接。
第三节 高压并联电抗器的接线方式
第3.3.1条 高压并联电抗器回路一般不装设断路器或负荷开关，但遇下列情况则可设置断路器或负荷开关：
一、两回线共用一组并联电抗器时；
二、并联电抗器退出运行，过电压水平在允许范围内，并为调相调压需投切并联电抗器的情况。但这种情况应尽量避免，应以低压并联电抗器替代高压并联电抗器； 三、当系统其他方面有特殊要求时。
第3.3.2条 高压并联电抗器带有套管型电流互感器，不专设电流互感器。
第3.3.3条 保护高压并联电抗器的避雷器应为线路型，并应尽量靠近电抗器装设。线路侧是否装设避雷器宜根据雷电过电压及操作过电压计算或模拟试验确定。
第3.3.4条 330、500kV并联电抗器的中性点经小电抗接地，电抗器中性点侧应装设相应电压等级的避雷器。
第四节 静止补偿装置的接线方式
第3.4.1条 相控电抗器的型式宜为单相空心电抗器，每相晶闸管两侧各设一个线圈，两个线圈一般为上下叠装，宜采用6脉动三角形接线。
第3.4.2条 各次谐波滤波器中的电容器及电抗器装置接线可参照本章第二节中的有关条款要求。
第3.4.3条 谐波滤波器宜采用单调谐谐波滤波器。
第四章 电 器 和 导 体 选 择
第一节 一 般 规 定
第4.1.1条 无功补偿装置的电器和导体，应根据其技术条件及安装地点的环境条件选择和校验。
第4.1.2条 无功补偿装置的电器和导体应满足正常运行、短路故障及操作过程的要求。 第4.1.3条 无功补偿装置总回路的电器和导体的长期允许电流，按下列原则取值： 一、不小于最终规模电容器总容量的额定电流，并计入实际可能出现的各次谐波电流的综合值；
二、不小于最终规模电抗器总容量的额定电流的1.1倍。
第4.1.4条 无功补偿装置中的导体和电器选择均应符合SDGJ14《导体和电器选择设计技术规定》的有关条文。
第二节 并 联 电 容 器
第4.2.1条 电容器组的额定电压宜与安装处的母线实际运行电压计入因串联电抗器引起的稳态电压升高相适应。
第4.2.2条 电容器承受的长期过电压不应超过电容器额定电压的1.1倍。
第4.2.3条 电容器的稳态过电流允许值应为其额定电流的1.3倍。对于具有最大电容正偏差的电容器，其过电流允许值应为电容器额定电流的1.43倍。
第4.2.4条 单台电容器的容量选择应按电容器组单相容量和每相电容器的串、并联台数确定，并宜选用大容量的产品。
第4.2.5条 置放在绝缘台上的电容器宜选用单套管结构。
第4.2.6条 单台电容器的技术条件应满足GB3983《并联电容器》、GB6915《高原电力电容器》、GB6916《湿热带电力电容器》、SD205《高压并联电容器技术条件》的规定。 第4.2.7条 电容器组宜采用成套设备。
第4.2.8条 半露天布置的电容器装置的电器应选用户外型设备。
第三节 高 压 并 联 电 抗 器
第4.3.1条 高压并联电抗器可采用单相式或三相式。当采用三相式时，应采用三相五柱式，并应结合设备制造和运输条件综合考虑。
第4.3.2条 高压并联电抗器的主要技术条件应满足： 一、最高工作电压：5503kV，3633kV。 二、连接方式：星形连接，中性点经小电抗接地。
.?550 三、励磁特性：在143kV，13.?3633kV电压下励磁特性应为直线，大于上述
电压时励磁特性曲线的斜率不应低于原斜率的2/3。
四、谐波电流幅值：在额定电压下，每相三次谐波电流的幅值不超过基波电流幅值的3%。
五、感抗偏差：每相偏差不大于±5%，三相间偏差不大于±2%。 六、额定绝缘水平符合GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》的规定。 七、噪声：不超过80dB。
八、在额定电压下运行时，油箱振动的最大双振幅值不应大于200μm。 九、高压侧及中性点侧均应装套管式电流互感器。
第4.3.3条 高压并联电抗器中性点小电抗的主要技术条件应满足： 一、额定电压：根据出现在中性点的最大工频过电压值确定。
二、电抗：应根据SDJ161《电力系统设计技术规程编制说明》，按限制潜供电流的要求选择，并应验算谐振过电压。
三、高压并联电抗器中性点和中性点小电抗器的绝缘水平应根据不同中性点小电抗值下出现在中性点的最大工频过电压来确定。 四、高压侧装设套管式电流互感器。 五、噪声：不超过80dB。
第四节 低 压 并 联 电 抗 器
第4.4.1条 可采用并联层式结构的单相户外干式空心低压并联电抗器或三相油浸铁心低压并联电抗器，当有条件时优先采用干式空心电抗器。
第4.4.2条 并联电抗器三相间感抗偏差不大于±2%，每相偏差不大于±5%。 第4.4.3条 低压并联电抗器的最高运行电压宜为主变压器三次额定电压的1.0～1.05倍。 第4.4.4条 低压并联电抗器总损耗一般不宜大于额定容量的0.5%。
第4.4.5条 低压并联电抗器在外施电压为1.1倍最高工作电压时，其伏安特性仍为线性。 第4.4.6条 低压并联电抗器的绝缘水平符合GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》规定，其中性点为线端全绝缘水平。
第4.4.7条 低压并联电抗器的噪声水平，对铁心油浸式不超过75dB；对空心式不超过60dB。
第五节 串 联 电 抗 器
第4.5.1条 限制合闸涌流的串联电抗器的电抗值，应按断路器、电流互感器等设备所允许的涌流值进行选择。
第4.5.2条 串联电抗器的电抗值允许偏差：
一、在额定电流下电抗值的允许偏差为额定值的0～+5.0%；
二、空心干式电抗器在所允许的过电流下的电抗值应等于其额定电流下的电抗值； 三、油浸铁心电抗器在1.35倍额定电流下的电抗值应不低于额定值，在1.8倍额定电流下其电抗值下降应不超过5%；
四、电抗器每相电抗值的偏差应不超过三相平均值的±2%。 第4.5.3条 串联电抗器的过负荷能力： 一、应能在1.1倍额定电压下连续运行；
二、应能在1.35倍额定电流下连续运行，其谐波电流含量应根据系统具体情况及电抗器型式与制造厂协商确定。
第4.5.4条 串联电抗器的最大短时允许电流：
一、装于电源侧的串联电抗率在4%XC以上的串联电抗器，应能承受25倍额定电流、持续2s而不产生任何热的和机械的损伤；
二、装于电源侧的串联电抗率小于4%XC的串联电抗器，应与制造厂协商确定最大短时允许电流值。
第4.5.5条 串联电抗器的绝缘水平：
一、地面安装的串联电抗器绝缘水平应符合表4.5.5-1的要求。
表4.5.5-1 地面安装的串联电抗器绝缘水平 回路额定电压 (kV) 15 20 35 63 额定短时工频耐受电压 (干、湿，1min，有效值) (kV) 40 50 80 140 额定雷电冲击耐受电压 (1.2/50μs，峰值) (kV) 105 125 200 325 二、安装于绝缘台架上的油浸铁心串联电抗器的绝缘水平应符合表4.5.5-2的要求。
表 4.5.5-2 绝缘台架上安装的油浸铁心串联电抗器绝缘水平 回路额定电压 (kV) 35 63 额定短时工频耐受电压 (干、湿，1min，有效值) (kV) 50 80 额定雷电冲击耐受电压 (1.2/50μs，峰值) (kV) 125 200 第4.5.6条 串联电抗器的损耗宜根据容量与型式经技术经济比较选定。 第4.5.7条 串联电抗器的噪声水平不超过65dB。
第六节 断 路 器
第4.6.1条 用于无功补偿装置回路的断路器，除应满足一般断路器的技术条件(GB1984《高压断路器》)外，尚应符合下列要求： 一、合闸时触头不应有弹跳； 二、分闸时不应重击穿； 三、应有承受合闸涌流的能力；
四、经常投切的断路器应具有频繁操作的能力；
五、当需开断短路电流时，断路器的开断能力应满足由回路固有振荡频率所确定的恢复电压上升速率的要求。
当所选择设备难以满足上述一、二项要求时，必须有操作过电压的防护措施。 第4.6.2条 用于并联电容器装置的断路器的长期允许电流，应不小于电容器组额定电流的1.35倍。
第4.6.3条 无功补偿装置的总断路器应具有投切其所连接的全部无功补偿装置最大输出电流和短路电流的能力。
第4.6.4条 用于无功补偿装置的断路器，除应考虑开断系统短路电流外，还需考虑并联
电容器组的放电电流的影响。在选择其动稳定电流时应叠加电容器的放电冲击电流值。在选择其遮断容量时，应叠加电容器相应的放电衰减电流值。
第4.6.5条 当回路额定电流、短路开断能力、恢复电压上升速率等要求不能满足时，可采用较高电压等级断口的断路器，必要时也可采取加装并联小电容的方法满足恢复电压上升速率。
第七节 熔 断 器
第4.7.1条 保护单台电容器的熔断器宜采用专用外部熔断器。
第4.7.2条 熔断器的额定电压不应低于电容器的额定电压，最高工作电压应为额定电压的1.1倍。
第4.7.3条 熔断器熔体的额定电流可按电容器额定电流的1.5～2.0倍选择。 第4.7.4条 熔断器的耐爆能量应大于并联段全部电容器在1.1倍额定电压下的贮能。 第4.7.5条 熔断器应具有开断下列电流的能力，且无重燃： 一、1.5倍熔断器额定电流；
二、当某一个电容器故障短路时通过该电容器的熔断器的故障电流，以及1.1倍电容器额定电压时，并联支路的全部电容器向金属性短路点的放电电流。 第4.7.6条 熔断器在合闸涌流时不应误熔断。
第4.7.7条 保护单台电容器的熔断器其它技术性能均应满足能源部颁布的《高压并联电容器单台保护用熔断器技术条件》要求。
第八节 电 容 器 放 电 装 置
第4.8.1条 当用单相电压互感器代替专用放电线圈时，其技术特性应满足放电装置的要求。
第4.8.2条 放电装置的额定电压不应低于电容器组的额定电压，其稳态过电压允许值应与电容器组相一致。
第4.8.3条 放电装置的放电特性应满足下列要求：
一、手动投切的电容器组的放电装置，应能使电容器组三相及中性点的剩余电压在5min内自额定电压峰值降至50V以下；
二、自动投切的电容器组的放电装置，应能使电容器组三相及中性点的剩余电压在5s内自电容器组额定电压峰值降至0.1倍电容器组额定电压及以下。
第4.8.4条 放电装置的容量应满足在最大放电容量下放电时的热稳定要求，当选用带有二次线圈的放电装置时尚应满足二次负荷及电压变比误差的要求。 第4.8.5条 放电装置的中性点应为全绝缘，并有套管引出。
第九节 避 雷 器
第4.9.1条 选择保护并联电容器装置的金属氧化物避雷器额定电压应考虑系统单相接地引起的工频电压升高，并留有一定的裕度。
第4.9.2条 设计中应校验避雷器的通流容量以确保运行安全。对保护并联电容器组单相重燃过电压的金属氧化物避雷器应以电源侧单相接地时，断路器发生操作重燃过电压为校验其通流容量的条件。
第4.9.3条 高压并联电抗器及中性点小电抗器的保护避雷器按第3.3.3条及第3.3.4条选
择。
第十节 静 止 补 偿 装 置
第4.10.1条 静止补偿装置中各部件应能保证该装置的可靠运行，各部件应符合有关标准和设计规定的要求。
第4.10.2条 应对静止补偿装置在最严重运行情况下引起的电压畸变和谐波电流值作出评价，包括非特征谐波的影响，应合理选择谐波滤波器的电气参数，以保证在正常运行时的谐波指标满足SD126《电力系统谐波管理暂行规定》有关条款的要求。 第4.10.3条 滤波电容器组额定电压的选取应考虑下列因素： 一、串联电抗器引起的滤波电容器工频电压升高； 二、谐波滤波器接入点的系统最高运行电压； 三、谐波引起的滤波电容器电压升高。
第4.10.4条 谐波滤波器装置中的滤波电容器稳态过电流允许值应满足第4.2.3条的要求，或由用户和制造厂协商确定；其它电器的稳态过电流允许值不应小于滤波电容器的稳态过电流允许值。
第4.10.5条 晶闸管元件的动态特性和静态特性应能保证静止无功补偿装置的正常运行。通态电流临界上升率不宜小于100A/μs。断态电压临界上升率不宜小500V/μs。 第4.10.6条 晶闸管元件额定电压的选取应考虑其安装点的最高运行电压等因素，并留有一定的裕度。
第4.10.7条 晶闸管元件的触发方式宜采用电光电触发，并设置防止晶闸管元件过电压的可靠保护装置。
第4.10.8条 晶闸管装置冷却系统必须保证晶闸管元件的正常运行，冷却方式可采用水冷或其它介质的冷却，冷却系统中用的风扇和水泵应设有100%的备用。
第4.10.9条 为降低静止补偿装置的运行费用，在选型时，应考虑其损耗特性。
第十一节 导 体 及 其 它
第4.11.1条 单台电容器至母线或熔断器的连接线的长期允许电流，不应小于单台电容器额定电流的1.43倍，并应考虑机械强度的要求。
第4.11.2条 电容器装置的电器和导体的长期允许电流，不应小于电容器组额定电流的1.35倍。
第4.11.3条 相控电抗器回路和滤波器回路的连接线的长期允许电流不应小于该回路的最大允许稳态过电流，并满足机械强度的要求。
第4.11.4条 为防止并联电容器回路合闸涌流在互感器一、二次绕组产生较大的过电压引起的绝缘事故，应对电容器回路及其中性点侧的电流互感器进行验算，确定是否需采取必要的措施，包括加强匝间绝缘或其他保护设备。
第五章 安 装 与 布 置 第一节 一 般 规 定
第5.1.1条 无功补偿装置及其配电装置的带电距离应满足SDJ5《高压配电装置设计技术规程》的要求。
第二节 并联电容器组的安装与布置
第5.2.1条 电容器装置应根据环境条件、设备技术参数及当地的实践经验，选择户外、半露天(即户外搭遮阳棚)或户内布置型式。户外布置的电容器宜使它的小面积侧朝向太阳直射方向。在空气污秽和鸟类、小动物危害严重的地区，宜采用户内布置。
第5.2.2条 设计电容器装置的构架时，应考虑便于维护和更换设备，每层不应超过两排，当电容器竖放时分层布置一般不宜超过3层，四周及层间不应设置隔板，以利通风散热。 第5.2.3条 每组电容器装置宜分相布置。
第5.2.4条 电容器装置的安装尺寸不应小于表5.2.4所列数值。
表 5.2.4 电容器装置的安装尺寸 电 容 器 电容器底部距地面 间 距 100 排间距离 200 户 内 200 户 外 300 名 称 最小尺寸 (mm) 装置顶部至屋顶净距 1000 第5.2.5条 电容器装置半露天布置时，应按户外安装尺寸布置。
第5.2.6条 电容器装置应设置供正常时巡视，停电后进行检修及更换设备的维护通道。其宽度(净距)不宜小于1200mm。维护通道与电容器间应设置网状遮拦。
电容器框架与墙或框架之间设置检修走道，停电后打开网门方能进行检修和更换设备的走道，其宽度不宜小于1000mm。
第5.2.7条 电容器组的绝缘水平应与电网的绝缘水平相配合。电容器与电网绝缘水平一致时，应将电容器外壳与构架可靠连接并接地；电容器绝缘水平低于电网时，应将电容器安装在与电网绝缘水平相一致的绝缘构架上，电容器外壳应与框架可靠连接。连接并联段各台电容器的母线与构架间的绝缘水平应与电容器的绝缘等级相同。电容器为单套管时各并联段构架之间应无电的连接。35、63kV电容器组的绝缘构架应分相设置。 第5.2.8条 电容器装置应按具体情况采取防止小动物进入的措施。
第5.2.9条 电容器套管与母线间应用软导线连接，不得利用电容器套管支承母线。单套管电容器外壳间的连接，就由外壳端子间的专用线连接。
第5.2.10条 熔断器应安装在通道侧，熔断后应有明显的标志，并应避免熔丝熔断时波及邻近设备而引起事故。
第5.2.11条 未装设接地开关的电容器装置应设便于挂接地线的端子。 第5.2.12条 电容器装置的钢构架应采取镀锌等防锈措施。 第5.2.13条 电容器铭牌应面向巡视走廊。
第5.2.14条 大容量并联电容器装置宜采用多层、分相布置方式。当电容器超过3层时，宜采用横放电容器及相应布置结构。
第5.2.15条 设计电容器组构架时，应验算抗地震能力，当不能满足要求时应采取防震措施。
第三节 高压并联电抗器组的安装与布置
第5.3.1条 高压并联电抗器的布置应根据电气主接线、配电装置场地条件而定，可有以下几种方式：
一、对于双母线带旁路母线的接线，宜将高压并联电抗器布置在主变压器同一侧； 二、对于一个半断路器的接线，宜将高压并联电抗器布置在出线侧。
第5.3.2条 高压并联电抗器附近应有运输道路。
第四节 低压串、并联电抗器组的安装与布置
第5.4.1条 空心并联电抗器宜低型品字型布置，空心串联电抗器宜分相中型布置。 第5.4.2条 空心串、并联电抗器的围网、围栏、支架、基础内钢筋、接地导体及二次接线应避免形成闭环连接，它们还应满足制造厂所要求的防电磁感应的空间距离。 第5.4.3条 低于电网绝缘水平的串联油浸铁心电抗器及空心串、并联电抗器应装设在与电网绝缘水平相一致的绝缘平台上。
第5.4.4条 空心串、并联电抗器的板型引接线宜立放布置，电抗器所有组件的零部件宜用不锈钢螺栓。
第五节 静止补偿装置的安装与布置
第5.5.1条 静止补偿装置的晶闸管元件及其冷却系统，除冷却器外，均宜采用户内布置。 第5.5.2条 晶闸管元件宜采用立式结构。
第六章 二次接线、继电保护和自动投切
第一节 一 般 规 定
第6.1.1条 变电所中的并联电容器，高、低压并联电抗器和静止补偿装置等设备的二次接线(包括控制、信号、测量仪表)，继电保护和自动投切等，在设计时应
与变电所其他设备的相应回路作统一考虑，务求达到安全可靠、协调配合和便于使用的目的。
第二节 控 制 回 路
第6.2.1条 并联电容器和高、低压并联电抗器，宜在主控制室集中控制；静止补偿装置宜采用就地控制，但在主控制室应具有远方投切和调整功能；静止补偿装置冷却系统(例如晶闸管用的冷却系统电动机)宜就地控制。
第6.2.2条 无功补偿装置的断路器宜采用强电或弱电一对一控制方式。当采用弱电一对一控制时，宜采用48V直流控制电压。
第6.2.3条 无功补偿装置的隔离开关和接地开关的操作，应具有安全闭锁(电气的或机械的)，以达到防止误操作的目的。
第6.2.4条 无功补偿装置的直流电源应使用变电所内的直流电源。 第6.2.5条 控制电缆应采用带屏蔽的电缆，其屏蔽层应两端可靠接地。
第三节 信 号 回 路
第6.3.1条 并联电容器和高、低压并联电抗器应使用变电所内的信号系统。静止补偿装置可根据需要设置专用信号系统。在设置专用信号系统时，除发出就地信号外，还应将有关信号发往主控制室。
第6.3.2条 无功补偿装置应分别装设反映事故跳闸的信号、异常运行的预告信号及设备状态的位置信号。
第6.3.3条 当变电所设有微机监测装置时，与各种无功补偿装置有关的模拟量、脉冲量和开关量宜输入微机监测装置。
第6.3.4条 对需要远距离传输至网调和省调的信息，可根据SDGJ29《电力系统远动设计技术规定》和所属调度自动化系统功能的要求执行。
第四节 测 量 表 计
第6.4.1条 并联电容器和低压并联电抗器应设置下列测量表计： 一、总回路应分相设置电流表，分组回路中每组可只设一只电流表。
二、中性点非有效接地系统的母线上，接有无功补偿装置时，应装设绝缘检查用的三只电压表和一只相间电压表。
三、总回路应设置无功功率表和无功电能表。当总回路之下既有并联电容器又有低压并联电抗器时，无功功率表应采用双方向表计。总回路无功电能表应有两只，每个均带逆止机构分别记录容性和感性的无功电能量。
第6.4.2条 测量表计的量程应满足各无功补偿设备允许通过的最大电流和允许耐受的最高电压的要求。对并联电容器组的电流测量应考虑持续通过的电流为电容器额定电流的1.35倍。
第6.4.3条 高压并联电抗器应分相设置电流表。当采用二次仪表测量时，可采用一只电流表和一只转换开关切换。
第6.4.4条 高压并联电抗器中性点的接地小电抗中电流，可装设一只电流表进行测量，也可在微机监测系统进行检测或采用电流记录表进行测量并记录。
第6.4.5条 当变电所装有微机监测系统时，测量仪表、遥测装置、微机监测系统三者宜共用电流型变送器。
第6.4.6条 静止补偿装置就地可装设下列测量表计： 一、参考电压表一只(一般为中压侧)。 二、主变压器中压侧装设电压表一只。
三、静止补偿装置用的中间变压器高压侧宜分相设置电流表。当采用二次仪表测量时，可采用一只电流表和一只转换开关切换。 四、分组电容器回路可装设电流表一只。 五、总回路应装设双方向无功功率表。 六、静止补偿装置所接母线装设电压表一只。
第6.4.7条 静止补偿装置在主控制室可装设下列测量表计： 一、参考电压表一只(一般为中压侧)。
二、静止补偿装置用的中间变压器高压侧可装设电流表一只。 三、分组电容器回路可装设电流表一只。
四、总回路装设的测量表计，可参照本规定第6.4.1条装设。 第五节 并联电容器组保护
第6.5.1条 并联电容器组的继电保护装置，应对下列故障和异常运行方式，分别作出有选择性的切除或发出信号：
一、并联电容器组的过负荷及引线、套管的短路故障，可装设电流保护，保护分为速断和过流两段。
速断保护动作值按最小运行方式下电容器组端部引线两相短路时灵敏系数为2整定，动作时限应大于电容器组充电涌流时间。
过流保护动作值按电容器组长期允许的最大工作电流整定，动作后带时限切除故障电容器组。
二、并联电容器组内部故障，按并联电容器组的不同接线方式，分别采用下列类型保护装置：
1.单星形接线的电容器组可采用开口三角零序电压保护；
2.多段串并联星形电容器组可采用桥式差电流保护或采用电压差动保护； 3.双星形接线的电容器组可采用中性点不平衡电流保护或不平衡电压保护。
第6.5.2条 单台电容器当设置专用的外熔断器作为内部故障及引出线的短路保护时，熔断器应有动作指示。
第6.5.3条 并联电容器组应设置母线过电压保护，保护动作值按电容器额定电压的1.1～1.2倍整定，动作后带时限切除全部电容器组。
第6.5.4条 并联电容器组应设置母线失压保护。当母线电压降到额定值的60%时，失压保护动作后带时限切除全部失压的电容器组。
第6.5.5条 中性点非有效接地低压系统中的电容器、电抗器等无功补偿系统发生一点接地故障时应发出信号。
第六节 高压并联电抗器保护
第6.6.1条 油浸式的高压并联电抗器应装设瓦斯保护，重瓦斯动作于跳闸，轻瓦斯动作于信号。
第6.6.2条 高压并联电抗器应装设纵联差动保护。保护动作值按避越最大不平衡电流整定。当高压并联电抗器内部及其引线发生相间短路故障和单相接地时，该保护动作瞬时切除高压并联电抗器。
第6.6.3条 对高压并联电抗器应装设匝间短路保护，动作后带时限切除高压并联电抗器。
第6.6.4条 并联电抗器应装设过电流保护作为差动保护的后备。保护动作值按避越最大可能的负荷电流整定。动作后带时限切除高压并联电抗器。
第6.6.5条 为防止电源电压升高引起高压并联电抗器过负荷，应装设过负荷保护。保护动作后带时限发出信号。
在过电压运行情况下不应切除高压并联电抗器。
第6.6.6条 当高压并联电抗器装有温度监视装置及油位监视装置时，动作后发出信号。当高压并联电抗器装有冷却系统及压力监视装置时，应根据设备的技术要求动作时发出信号或跳闸。
第6.6.7条 接于高压并联电抗器中性点的油浸式接地小电抗应装设瓦斯保护。重瓦斯动作于跳闸，轻瓦斯动作于信号。
第6.6.8条 当有可能由于三相不对称等原因引起中性点接地小电抗过负荷时，宜装设中性点电抗器的过负荷保护，保护动作后带时限发出信号。
第6.6.9条 当高压并联电抗器无专用断路器时，其动作于跳闸的保护，应使线路对侧断路器跳闸。
第七节 低压并联电抗器保护
第6.7.1条 油浸式低压并联电抗器应装设瓦斯保护，轻瓦斯动作于信号，重瓦斯动作于跳闸。
第6.7.2条 低压并联电抗器应装设电流速断保护，保护动作电流值可按最小运行方式下，低压并联电抗器端部两相短路时灵敏系数为2整定，动作后瞬时切除低压并联电抗器。 第6.7.3条 作为电流速断保护的后备保护，低压并联电抗器应装设过流保护。保护动作值按避越最大可能的负荷电流整定。动作后带时限切除低压并联电抗器。
第6.7.4条 为防止电源电压升高引起低压并联电抗器过负荷，应装设过负荷保护。保护动作后带时限发出信号。
在过电压运行情况下不应切除低压并联电抗器。
第6.7.5条 对于双星形接线的低压干式空心并联电抗器组，可装设中性点不平衡电流保护，作为低压并联电抗器组内部匝间短路的主保护。保护设有两个动作值，小动作值动作于信号，大动作值带时限切除低压并联电抗器组。
第八节 静 止 补 偿 装 置 保 护
第6.8.1条 静止补偿装置用的并联电容器、滤波器和干式可控电抗器的继电保护，与第五节和第七节对普通并联电容器和低压并联电抗器规定的保护配置原则相同。三角形接线的可控电抗器可装设差动保护。
第6.8.2条 当静止补偿装置经中间变压器与变电所的主变压器连接时，中间变压器的保护配置宜与同容量的电力变压器相同。
第6.8.3条 静止补偿装置中的高压晶闸管元件应装设完善的过电压、过电流保护和触发回路的抗干扰保护，防止由于暂态或稳态的过电压或过电流引起晶闸管元件损坏，保护装置动作于切除故障或发出信号。
第6.8.4条 静止补偿装置应装设反应高压晶闸管元件冷却系统故障的保护装置。当冷却系统故障，不能保障高压晶闸管元件有效冷却时，应瞬时将高压晶闸管断开。
第6.8.5条 静止补偿装置的高压晶闸管触发用的不停电电源必须备有电压监视装置。当该回路由于断线或其它原因造成失去电压时，应立即切除受控的晶闸管或切除全部静止补偿装置。
第九节 自 动 投 切
第6.9.1条 负担电力系统无功功率和电压调节的并联电容器和并联电抗器，可采用按无功功率的流向和大小、电压高低以及适当的整定时间等条件进行分组自动投切。 第6.9.2条 自动投切回路，应有防止继电保护跳闸时误投电容器的闭锁回路，并应设置操作解除开关。
第6.9.3条 并联电容器回路严禁设置自动重合闸。
第6.9.4条 当主变压器或其三次侧母线手动或自动接入电网时，应将接在母线上的无功补偿装置联锁切除，并闭锁其自动投入回路。
第6.9.5条 在设计分组的并联电容器和并联电抗器自动投切时，应使各组无功补偿设备及其断路器轮换进行工作，防止部分无功设备及其断路器使用过于频繁，缩短使用寿命。
第七章 防 火 及 采 暖 通 风
第一节 防 火
第7.1.1条 电容器室及半露天布置的遮阳棚为丙类生产建筑物，其耐火等级为二级。 电容器装置的支架及遮阳棚的支架、盖板均应采用非燃烧性材料制作。
第7.1.2条 电容器装置与其它生产建筑物或主要电气设备之间的防火距离不应小于10m，否则应设防火隔墙；当电容器装置与其它生产建筑物毗连布置时，应设置不开门、窗、洞口的防火隔墙，防火隔墙距两侧的门、窗距离不得小于2m。
注：电容器的防火间距系指设备凸形外缘与建筑物的墙体外缘的距离。 第7.1.3条 电容器装置必须就近设置消防设施，并应设有总的消防通道。
第7.1.4条 连接电容器室内的沟管道出入口，应设置防止液体溢流或火势蔓延的保护设施。
第7.1.5条 电容器室不宜设置采光玻璃窗。
电容器室的门应向外开启；相邻两电容器室之间的防火隔墙如需开门时，应安装乙级防火门，并能向两个方向开启。
第7.1.6条 电容器装置的地面处理：
一、室内宜采用水泥砂浆抹面并压光的作法，也可以采用铺沙处理的作法； 二、室外地面应采取措施防止杂草生长，也可铺碎石或卵石。
第7.1.7条 油浸铁心并联电抗器下应设置事故油坑。单相油浸铁心并联电抗器之间应设防火隔墙，并宜利用防火隔墙兼作抑制噪音的措施。
第7.1.8条 高、低压油浸电抗器及户内晶闸管装置的防火要求应满足SDJ5《高压配电装置设计技术规程》第4.4.1条～第4.4.8条的规定。
第二节 采 暖 通 风
第7.2.1条 电容器室的通风量应按消除室内余热考虑。余热量包括设备散热量和通过围护结构传入的太阳辐射热。
第7.2.2条 电容器室的夏季排风温度应根据电容器的环境温度类别确定，并且不应超过电容器所允许的最高环境空气温度(见表7.2.2)。
表 7.2.2 电容器允许的最高环境空气温度 电容器环境温度类别 最高环境空气温度 A 40 B 45 C 50 D 55 第7.2.3条 电容器室和静止补偿装置室的冷却水泵房应优先采用自然通风。当采用自然通风不能满足要求时，可采用自然进风、机械排风。
第7.2.4条 位于集中采暖区的静止补偿装置的控制室，晶闸管阀室和冷却水泵房应设置采暖系统，室内采暖计算温度取10℃。
第7.2.5条 对于日平均温度低于或等于+5℃的天数每年在70～89天的地区，静止补偿装置的晶闸管阀室宜设置电热采暖。室内采暖计算温度取+5℃。
设置电热采暖时，不得使用直接裸露在空气中的电阻丝的电加热器具，并且应具有良好的接地措施。
第7.2.6条 静止补偿装置的配电装置室应设置不少于10次/h换气次数的事故排风装置。事故排风机可兼作通风用。
事故排风机的开关应装在门口便于操作的地点。室内宜安装电源插座，作为检修临时通风的电源。
第7.2.7条 静止补偿装置的控制室和晶闸管阀室应设置自然进风、机械排风装置，通风
换气次数不宜少于5次/h。
对于夏季室外通风计算温度高于或等于32℃的地区，静止补偿装置的控制室和晶闸管阀室还应设置以降温为主的空调系统。空调机型宜选用风冷式。
第7.2.8条 静止补偿装置的控制室和晶闸管阀室的夏季计算热负荷包括以下几项： 一、围护结构传热量和太阳辐射热量； 二、电子仪表及电气设备散热量； 三、照明散热量。
在上述计算中，室内空气计算温度取35℃。
第7.2.9条 如果电气设备对环境参数有特殊要求，则应根据电气设备的要求设置采暖和空调系统。
第7.2.10条 电容器室和静止补偿装置室各个房间的进排风口应有防止雨雪和小动物进入的设施。在风沙较大的地区，进风宜设过滤装置。在严寒地区，进排风口宜有防寒措施。
附录一 谐 振 容 量 计 算
发生n次谐波谐振的电容器容量，按下面近似计算式计算
?1?QCX?Sd?2?A??n? (附1.1) ??
式中 QCX——发生n次谐波谐振的电容器容量(Mvar)； Sd——电容器装置安装处的母线短路容量(MVA)； n——谐波次数，即谐振频率与电网频率之比；
A——电容器装置每相感抗(XL)与每相容抗(XC)的比值，即A=XL/XC。
附录二 电容器组投入电网时的涌流计算
一、单组电容器投入电网时涌流的计算
单组电容器涌流计算的等值电路如附图2.1所示。由等值电路可列出回路微分方程，经推导整理可得出合闸瞬间涌流的最大值Iy max为
附图2.1 单组电容器涌流计算等值电路图
L0—网络每相等值电感；L—串联电抗器和接线每相电感；
C—电容器组每相电容；QF—断路器
附图2.2 并联电容器组涌流计算等值电路图
L1～Lm—第1组～第m组电容器组每相串联电抗器及接线的电感； C1～Cm—第1组～第m组电容器组每相电容；QF—断路器?
Iy max??2Ie?1??XC??XL?? (附2.1)
fy?fXCXL? (附2.2)
上二式中 Iymax——合闸涌流峰值(kA)； Ie——电容器组额定电流(kA)； XC——电容器组每相容抗(Ω)；
X＇L——网络感抗(ωL0)与电容器组串联电抗器感抗(ωL)的综合值(Ω)； fy——涌流频率(Hz)； f——电网基波频率(Hz)。 二、并联电容器组追加投入时涌流的计算
设有m组电容器，最后一组(即第m组)在电源电压为最大值Umax时投入，电 源产生的涌流不计，母线电感合并到各电容器组串联电抗器电感内，计算第m组 投入时的合闸涌流。由等值电路图(见图2.2)可导出下列公式?
Iy max?C?2Ue3L? (附2.3)
106fy?2?L?C? (附2.4)
式中 Ue——电容器组额定线电压有效值(kV)；
CΣ——并联电容器组的等值电容(μF)，等于已运行的各组电容器的电容并联再与投入电容器组的电容串联；
IΣ——等值电感(μH)，可按等值电容的类似方法求得，当计及母线电感时按1μH/m考虑。
当并联各组电容器容量相等时，式(附2.3)可改写为
Iy max?m?12000QCdm3?L (附2.5)
106fy?2?LC (附2.6)
式中?m——电容器分组数，m=2，3，4，?； QCd——单组电容器容量(kvar)； ω——电网基波角频率，ω=314rad/s； L——串联电抗器及连接线每相电感(μH)；
C——每组电容器每相电容(μF)。
附录三 稳态电压升高(或降低)的计算
(一)电容器(或电抗器)组接入母线后，引起的稳态电压升高(或降低)值可接下式计算
?U?UzM式中 ΔU——电压升高值(kV)；
QCSd (附3.1)
UzM——电容器(或电抗器)组未接入时的母线电压(kV)； QC——接入母线的电容器(或电抗器)组总容量(Mvar)； Sd——电容器(或电抗器)组安装处的母线短路容量(MVA)。
(二)电容器组接入串联电抗器后，电容器的端电压将升高，其值可按下式计算
UC?式中 UC——电容器的端子运行电压(kV)； UeM——电容器装置的母线电压(kV)； N——每相电容器的串联段数；
UeM1?3N1?A (附3.2)
A——电容器装置每相感抗(XL)与每相容抗(XC)的比值，即A= XL / XC。
附录四 放电装置放电时间的计算
当断路器断开电容器组的电源后，电容器的电容C通过回路电感If及电阻Rf进行放电。
Rf?2LfC 时，则
若
2??ti???CUEext ?
??t??U?CU1??tLrex ?
α=Rf/2Lf
若
Rf?2LfC 时，则
2UexE??tsin?t4LfR2?fC
E??tsin??0t???i??
Ur?2LfCUexR2f?4LfC
若
Rf?2LfC时，则
i??2UexE??tsin?t4Lf?R2fC
E??tsin??0t???
Ur?2LfCUex4LfC?R2f?L??Rf?2f??C??,此时放电时 采用放电线圈或电压互感器放电时，放电电流通常是衰减振荡波?间t可按下式计算
t?4.6LfRflg2UexUr
式中 t——从2Uex降到Ur的放电时间 (s)； Xf——放电回路的电感 （H）； Rf——放电回路的电组 （Ω）； Uex——电容器组的额定相电压（V）； Ur——允许剩余电压（V）。
附录五 电容器装置继电保护整定计算
一、过电流保护 (一)动作电流
Idz?式中 Idz——动作电流(A)； kk——可靠系数；
KkKjxIe maxNi (附5.1)
Kjx——接线系数，当电流互感器接成星形时为1； Iemax——电容器组长期允许的最大电流(A)； Ni——电流互感器变比。 (二)灵敏度校验
?3?3Id minKlm??12.~15.2idz (附5.2)
式中 Kim——保护装置的灵敏系数；
(3)Id min——系统最小运行方式下，保护装置安装处的三相短路电流稳态值(二次值，(A)。
保护装置应带0.2s以上时限以躲过涌流。 二、电容器组内部故障保护 (一)零序(开口三角)电压保护
Udz?UchNuKlm (附5.3)
Uch?3KUex3N?M?K??2K (附5.4)
3?Uex (附5.4a)
Uch?3N?m?1???????2?上三式中 Udz——动作电压(V)； Nu——电压互感器变比； Klm——灵敏系数，取1.25～1.5； Uch——差电压(V)；
K——因故障而切除的电容器台数； β——任意一台电容器击穿元件的百分数； N——每相电容器的串联段数； M——每相各串联段电容器并联台数。
由于三相电容的不平衡及电网电压的不对称，正常时存在不平衡零序电压U0bp，故应进行校验，即
Udx?KkU0bp (附5.5)
(二) 双星形接线中性点不平衡电压保护和不平衡电流保护 1.不平衡电压保护
Udx?U0NuKlm (附5.6)
U0?KUex3N?Mb?K??2K (附5.7)
U0??Uex3N?Mb?1???????2? (附5.7a)
上三式中 Nu——电压互感器变比； U0——中性点不平衡电压(V)； Klm——灵敏系数，取1.25～1.5； N——每相电容器的串联段数；
Mb——双星形接线每臂各串联段的电容器并联台数。 当采用星形中性点电压偏移保护时，零序电压计算公式与上式同。
(3)随着电力系统的发展，系统中晶闸管、电气化机车、电弧炉等产生谐波的负荷不断增长，使电网中波形畸变加重，而并联电容器对高次谐波分量有放大作用，当参数匹配时，还将产生高次谐波谐振。因此，谐波问题也是并联电容器设计中必须考虑的重要问题之一，设计应符合SD126《电力系统谐波管理暂行规定》的要求。
第1.0.3条 本条阐述本规定与相关标准、规范、规程和规定之间关系的处理。 (1)按本规定编制大纲讨论会会议纪要规定：
1)为了保持《技术规定》的独立性和完整性。对有关规程、规定、导则中适用于本规定的条文，可以移植过来做为本规定的条文。 2)应与有关规程、规定、导则相协调。
(2)在无功补偿装置设计中，涉及的有关规程规范主要有：SDJ2《220～500kV变电所设计技术规程》、SDJ5《高压配电装置设计技术规程》、SDJ9《电测量仪表装置设计技术规程》、GBJ16《建筑设计防火规范》、DLGJ14《导体和电器选择设计技术规定》等。
无功补偿装置抗震内容将纳入西北电力设计院编制的《电力设施抗震设计标准》中。
第二章 系 统 要 求
第2.0.1条 本条是330～500kV电力系统无功补偿的总原则。根据SDJ161《电力系统设计技术规程》、SD131《电力系统技术导则》和SD325《电力系统电压和无功电力技术导则》制定本条文。
第2.0.2条 由于静止补偿装置和调相机单位造价高、损耗大等原因，当需要采用静止补偿装置和调相机时应作技术经济论证。条文中明确应首先考虑采用分组投切的并联电容器组和低压并联电抗器组。
第2.0.3条 一般330～500kV变电所电容器组补偿的目的是： (1)补偿主变压器无功损耗；
(2)向110～220kV电网输送部分无功；
(3)补偿330～500kV电网的无功缺额(特别是在事故情况下)。
750MVA和500MVA变压器满载时无功损耗一般分别为90Mvar和60Mvar左右。 针对前两个目的，750MVA和500MVA变压器的补偿容量分别为240Mvar和160Mvar。 第三个目的要看具体情况。当线路输送容量超过自然功率，特别是当装有高压电抗器时，线路充电功率不足以补偿线路的无功损耗，需由低压侧向高压侧补充无功，中压侧输出无功将减少，功率因数需提高。在事故情况下，地区电压下降，电网处于事故方式下的无功平衡状态，送给中压侧的无功小于正常方式下送出的无功。如果事故使电压下降超过额定电压的5%时，330～500kV变电所再增加补偿容量作备用，或另作无功电源安排，以提高事故状态的电压水平。
针对上述补偿目的，330～500kV变电所低压侧补偿容量一般为主变压器容量的30%以下为宜；对于距电厂较近的变电所，在经济合理的前提下应多吸收电厂无功，减少补偿容量，节省投资。
高压并联电抗器的主要功能是限制工频过电压和潜供电流，以及平衡线路的充电无功。低压并联电抗器则主要是为了平衡超高压线路的充电功率，以保证电网运行在要求的电压范围内。高低压电抗器补偿总容量一般要求为线路充电功率总和的90%以上。在超高压电网
投运初期负荷轻，特别是在最小负荷运行方式下，输送容量小，是高低压电抗器需要量最大的时期。它决定变电所需装电抗器的总容量。
按就地平衡原则，变电所装设电抗器的最大补偿容量，一般为其所接线路充电功率的1/2。目前低压电抗器安装容量一般在变压器容量的30%以下。
在330～500kV电网投运初期，由于轻载，电容器安装容量较少，甚至不装电容器。随着负荷增长和电网发展，安装容量相应增加。这些情况在变电所平面布置和控制室设计中，应考虑分批安装无功设备的需要。
第2.0.4条 分组容量在各种组合方式下投切时引起高次谐波不应超过规定的放大量，不应引起谐振。
330～500kV变电所低压侧一般无负荷，投切电容器或电抗器组引起低压母线电压波动范围可大于2.5%，为此本条按中压侧电压波动不超过2.5%考虑。对500kV 变电所而言，本条规定意义不大，因中压侧短路容量在5000MVA以上，分组容量大小主要决定于开关设备。对330kV变电所，中压110kV侧短路容量可在1000～2000MVA，中压侧母线电压波动不超过2.5%的要求有一定的约束力，是控制分组容量的一个因素。
断路器是目前限制分组容量大小的主要制约条件，分组容量不应超过断路器的技术性能。
由于断路器投切电抗器的容量比投切电容器的容量大，因此电抗器分组容量可加大。 第2.0.5条 原则上330～500kV变电所的电容器组均需装设串联电抗器，以防止合闸涌流及高次谐波放大。因设计变电所时，不可能预计投产年的谐波量，而且电网结构也不可能完全按照审定的方案实现。为此本条对串联电抗率提出了一般性要求。具体串联电抗器是否安装和数值大小，可根据具体工程情况验算和测试确定。
串联电抗率为5%～6%的电抗器后，对5次及以上各次谐波不会引起放大；经论证，当有必要时，对3次谐波可串联电抗率为12%～13%的电抗器。
第2.0.6条 由于国内电力系统使用静止补偿装置不多，运行时间尚短，本条只根据国内引进工程情况和研究结果提出建议。
选用断路器投切电抗器组(BSR)和电容器组(BSC)与相控电抗器(TCR)配合使用的方案，主要考虑以下几个方面优点：
(1)相控电抗器(TCR)与晶闸管投切电容器组(TSC)相比，其晶闸管阀造价及综合投资较低，可靠性也较高，晶闸管阀损坏率低；
2)与饱和电抗器相比，噪声小，灵活性高，可分相调节，适合输电系统采用； (3)断路器投切电抗器组和电容器组造价低，如果采用缩短断路器投切时间，某些情况下也能对提高系统稳定起作用，特别是与TCR配合，可快速灵活控制电压和无功； (4)现已投运的沈阳、江门、郑州和株洲等变电所，均采用相控电抗器。
相控电抗器容量应大于电容器和电抗器分组容量，以便投切电容器组和电抗器组时，相控电抗器有能力适应因它们投切而引起的无功波动。条文提出相控电抗器容量不应小于电容器和电抗器组两者中的最大分组容量，当然从减少投资和降低电能损耗来讲相控电抗器容量也不宜过大。
第三章 接 线
第一节 一 般 规 定
第3.1.1条 本条规定为电压配合的原则要求。
电容器的无功容量与施加电压的平方和频率成正比(QC=2πfCU2)。一般系统频率变化很小，所以电容器端子上若施加的是额定电压，则它的输出亦为额定功率；如果降低电压运行，电容器无功输出将大大减少，影响无功补偿效果。
电容器过电压运行，将增加无功出力，造成电容器过负荷，其危害也很大。因为过电压运行将促使电容器场强增高，引起介损增加，长期过负荷运行会使电容器失去热平衡，形成热击穿而损坏，从而影响电容器的使用寿命。所以电容器的过电压运行也是应该避免的。因此，在设计中应尽量做到使电容器既能输出额定功率又不过载，以符合既安全又经济的要求。 在选择单台电容器额定电压时应考虑串联电抗器使电容器端电压升高的影响。 为了使国产电容器的额定电压与系统电压相配合，电容器装置(装设6%串联电抗器)的工作电压通常采取的组合方式主要有以下几种： (1)11/3kV的电容器接成星形，用于10kV系统；
(2)11/23kV的电容器两段串连接成星形，用于10kV系统； (3)10.5kV或11kV的电容器两段串连接成星形，用于35kV系统； (4)19～20kV的电容器两段串连接成星形，用于63kV系统。
还应指出，电容器虽然可以在1.1倍额定电压下长期运行，但在考虑接线方式时，尽可能少利用这个裕度。
第3.1.2条 本条首先规定无功补偿装置接入系统的电压等级，这是由目前已建成或已有设计的330、500kV变电所统计得出的。同时本条强调“进行综合技术经济比较确定”。这是因为选择各类无功补偿装置的电压等级最终对变电所综合造价及补偿效果影响较大。 就分组数量、占地面积、配套设备难易及综合投资方面而论，20kV(15.75kV)较63kV及35kV为差；63kV技术性能最优；35kV综合投资最小。
因此，当主变压器三次侧不装总断路器时，从解决断路器技术性能的要求、适应高寒地区并留有裕度、占地面积及配套设备等方面看，高电压等级均较低电压等级为好。对于今后主变压器三次侧要装设总断路器时，也是高电压等级较易解决总断路器供货问题，例如20(15.75)kV总断路器，在国内较难解决，而且造价昂贵。
可结合我国各地区具体情况，在东北地区500kV变电所中主变压器三次侧电压选用63kV级，有利于断路器的解决，并留有裕度。一般500kV变电所中主变压器三次侧电压可选用35kV级。
主变压器三次侧15.75(20)kV电压等级适用于调相机补偿方式或静止补偿器方式。 目前国内静止补偿装置的电压等级一般为8～20kV(国外有30kV)，连接在主变压器低压侧。由于配套设备的原因，电压等级过高则费用增高，有时甚至难以满足技术要求。当主变压器三次侧电压等级过高时，可采用中间变压器使静止补偿装置的电压降低。具体工程中对主变压器三次侧电压等级的选取可通过对不同电压等级下各组件的综合技术经济比较确定。这些组件包括：1)主变压器；2)开关设备；3)晶闸管装置及是否带中间变压器；4)电容器、电抗器组；5)所用电源设备；6)其它辅助设备。
对于新建变电工程，在做近、远期技术经济比较的基础上，应尽量使主变压器三次侧电
压与静止补偿装置的电压相配合，以避免采用中间变压器。
第3.1.3条 本条明确提出了进行无功补偿装置的主接线设计中应考虑的主要条件和基本要求，其中供电可靠和节约投资应是最主要的基本要求。针对无功补偿装置的补偿性质和安装容量与负荷增长情况密切相关，需要分期分批投资建设的特点，在设计主接线及总布置时要考虑有利于分期扩建、改建等要求。设计中应根据方针政策，结合工程具体情况，综合考虑对主接线的要求，并通过技术经济比较确定。
第3.1.4条 本条文规定了主接线可靠性的基本要求。对主接线可靠性的评价，最好是通过可靠性计算，但由于目前缺乏计算用的基本参数，因此，还不能以计算作为判据来决定主接线的方案，只作为设计时的参考。
330～500kV变电所中的无功补偿装置，除了要求装置本身有较高的可靠性外，更重要的是应考虑补偿装置对整个变电所及系统的安全运行可靠性的要求，因为330～500kV变电所牵涉的系统范围较大，出现不正常运行或故障后所带来的损失与后果较大。本条列出的涉及可靠性的三条原则性要求也是本着这个原则，并结合历年来运行和设计所积累的经验与教训提出的。
首先是要保证变电所主变压器的安全持续运行。因为主变压器三次侧装设多组无功补偿装置，一般为单母线接线，母线三相短路电流达40～50kA，主变压器三次侧总的容性电流达数千安。目前国内尚无适合于主变压器第三绕组出口技术要求的总断路器，因此很多工程只能不装设此总断路器。
在主接线设计时，应首先考虑在此种情况下任一组无功补偿装置出现故障时不影响主变压器的连续运行，同时在母线及其所连接的分支设备的本体布置设计时，也要尽量减少发生两相短路的几率，保证主变压器的连续运行。
图3.1.4 单相桥差保护接线图
近年来，单台大容量并联电容器爆炸事故较多(见表5.2.3.1)，所造成的损失较大。例如：1988年10月16日，凤凰山500kV变电所发生120台334kvar并联电容器因2台电容器爆炸及桥差电流互感器爆炸起火而全部烧毁，损失惨重。这次事故的事故报告中指出：单相桥差保护接线方式(接线示意图见图3.1.4)的并联电容器组，“??由于电容器上产生了2倍以上的过电压??先有一台电容器在过电压下首先击穿。一台电容器全击穿，全组电容器向它放电，同时，并联的另一组电容器(30台每台334kvar)经平衡电流互感器向它放电，电流互感器内有大电流流过，大能量耗散于平衡电流互感器中，致使一声巨响使该电流互感器和电容器爆炸，破损后，短路电弧使有机绝缘物和绝缘油燃烧起火??其余电容器也先后烧坏。”从中看出，该组电容器的接线是将60台334kvar电容器并接于一段中，致使对故障电容器的放电能量(该报告计算得出为248kJ)远大于电容器的耐爆能量，同时又由于采用单相桥差
平衡电流互感器保护接线，致使发生这类事故时，平衡电流互感器承受30台334kvar电容器放电冲击过电流，致使其爆炸。这是单相桥差保护接线的缺点。对于大容量并联电容器组，为了减少并联段电容器过多引起放电能量过大，应选用双星形接线方式。另外在主接线设计时也要十分注意合理选择无功补偿装置中的配套设备。
无功补偿装置的容性或感性参数与各种运行方式下的系统综合阻抗的配合不当，可能出现对某次谐波的谐振或谐波放大，其后果重则发生重大事故，轻则影响输送电能的波形质量。因此，合理选择无功补偿装置的分组容量以避免可能导致危害的谐振及谐波放大，应作为主接线设计可靠性要求之一。
第3.1.5条 本条规定是根据330～500kV变电所要求其主变压器三次侧装设无功补偿装置最终规模为2组并联电抗器，4组并联电容器，一个所用电间隔，连同主变压器出线间隔及其旁路间隔，总共为9个元件，无功补偿装置又允许暂时停止运行的条件制定的。因此，参照变电所设计技术规程规定，对于63kV及以下的电压等级，母线上总元件数为9个，一般应为单母线接线方式或按总断路器性能要求可采用单母线分段接线方式，一般以隔离开关分段。这是因为总回路通过总负荷电流(在全部无功补偿装置投入运行时)大于单台断路器切合能力。例如有的工程中采用两台总断路器，并兼作互为检修备用。东北地区的海城变电所及华北地区的房山变电所即为此种接线方式。
10～63kV无功补偿装置在选择接线方式时首先要基于以下几点原则： (1)立足于当前国产设备；
(2)满足第3.1.4条规定的可靠性要求；
(3)串、并联电抗器、电容器及其电流互感器、隔离开关的分相布置方式和提高主变压器三次侧母线相对地绝缘水平和相间距离的设计标准，以此作为尽量避免主变压器三次侧发生相间短路的有效措施。
根据这些原则，总结现有工程设计经验，可有以下几种接线方式供工程设计中进行技术经济比较时参考：
(1)主变压器三次侧装总断路器，无功补偿各支路经或不经限流电抗器(兼作电容器支路串联电抗器)装设负荷开关。此种接线方式一般适用于能解决总断路器的供货，且无功补偿装置组数较多，三相铁心电抗器及并联电容器均为非分相布置情况。
(2)主变压器三次侧不装总断路器，无功补偿各支路装设断路器或晶闸管投切装置。此种接线方式要求分支断路器能开断母线三相短路电流，一般适用于组数较少，三相铁心电抗器或并联电容器为非分相布置情况。
(3)主变压器三次侧不装总断路器，在并联电抗器支路的中性点装设断路器(或负荷开关)或晶闸管投切装置，在并联电容器支路经限流电抗器(兼作电容器支路串联电抗器)装设断路器(对于单星形接线的电容器组限流电抗器可装在中性点侧)。此种接线方式对三次侧母线的相对地绝缘水平和相间距离的设计标准均比常规标准高，以尽量避免发生相间短路的可能，一般适用于单相空心串、并联电抗器，且电抗器、电容器及其电流互感器、隔离开关均为分相布置的情况。此种接线方式美国G/C设计公司等已广泛采用。
(4)主变压器三次侧不装总断路器，在并联电抗器、并联电容器支路经限流电抗器(兼作电容器回路的串联电抗器)装设断路器或晶闸管投切装置。此种接线方式一般适用于当断路
器不能开断母线短路电流且分组数较少，采用单相空心串联电抗器或并联电容器为非分相布置(三相多层布置)的情况。东北的吉林省长春合心变电所及黑龙江省的哈南变电所即为此种接线方式。
(5)当具有较多组大容量并联电容器时，在满足回路设备所允许短路电流时，采用小值串联电抗限制涌流(以0.5%～1%的串联电抗器代替6%串联电抗器可节省投资)，另装设或不装设小容量谐波滤波器的接线方式。选用此种接线方式应有技术经济论证，确保变电所母线的谐波指标满足SD126《电力系统谐波管理暂行规定》的要求。东北的辽宁省沈阳500kV变电所即为此种接线方式。
第3.1.6条 本条规定的原则是表明，在决定高压并联电抗器安装接线位置时，应根据布置条件、占地面积、载波通信质量及载波、继电保护可靠性等技术经济综 合比较后决定。在某些情况下，经验算能保证通信质量时(或在电抗器回路另加阻波器措施后)，将电抗器装在阻波器的线路侧有可能缩小配电装置纵向尺寸。
第3.1.7条 基于每组主变压器三次侧安装的无功补偿装置主要是补偿本组变压器本身及其220kV母线侧所需要的无功容量，又由于配电装置布置不易实现的原因，因此各组变压器三次侧无功补偿装置之间一般不考虑并联运行，也不宜装设相互切换的设施。 第3.1.8条 500kV变电所中的无功补偿装置，一般装设在主变压器的三次电压侧(15.75～63kV)，其分支及总断路器较难解决，特别是总断路器在工程设计时是否设置及如何选用至关重要。其原因是：
(1)开断短路电流较大，为130～35kA；
(2)能投切8.8～2kA的容性工频电流(此值对应于额定电压15.75～63kV、240Mvar的容性负荷)且不发生重燃；
(3)回路的固有频率极高(10～20kHz)，断路器应能承受极高的恢复电压上升速率。 断路器满足上述那样苛刻的技术条件是十分困难的，造价也十分昂贵，它们均是进口设备，需要大量外汇。在工程设计考虑无功补偿装置主接线时如何解决此断路器是较突出的问题。为此国内也有一些变电所设计中省去了这个总断路器。其主要理由是：
(1)主变压器三次侧电压15.75～63kV均是不接地系统，即便发生单相接地也不会使断路器跳闸。
(2)主变压器三次侧的低压电抗器和隔离开关选用单相式的分相布置，避免发生相间短路，提高供电可靠性。如：经不完全统计约30个500kV变电所的初步设计中省去主变压器三次侧总断路器的就有长春合心、哈南、江都、南京、黄渡等五个变电所，它们均选用单相户外空心干式并联电抗器，可避免发生相间短路，其可靠性优于三相油浸铁心式电抗器。 (3)主变压器三次侧电压母线的相间距离一般比常规的高，当必要时也可提高其绝缘水平。
(4)国内500kV变电所中的低压并联电容器组用的断路器，绝大部分是选用引进技术制造的或进口的设备，投切电容器组的可靠性较高。
基于以上几点原因，可能使主变压器三次侧发生相间故障几率较小，因此也就可以考虑省去既昂贵又难以解决的总断路器。
但是，经向大多数运行单位调查表明，他们很难接受省去500kV变电所主变压器三次
侧出口总断路器的设计方案。其理由是一旦这一侧母线及其所连接的设备发生相间故障(尤其对于无功补偿装置组数超过4组时)，将使500kV变电所全停电，这对系统造成的损失可能是很大的。
第3.1.9条 330～500kV变电所内的感性无功补偿，主要是补偿500kV线路的充电功率，而容性补偿是为供给主变压器及220kV侧的无功需要，这两种补偿往往不允许长时间中断。本条规定中明确不要因为总断路器检修而将补偿装置退出运行，影响系统的正常运行。 第3.1.10条 相控电抗器回路中的晶闸管装置为控制电抗器运行的设备，能起到负荷开关的作用，可用于正常运行条件下的操作。故当主回路装设具有切短路故障能力的总断路器，并在其他分支回路装设负荷开关时，在相控电抗器回路可不装设负荷开关。静止无功补偿装置在我国尚属新技术，国内尚在试制阶段，相控电抗器的可靠性有待实践考验。因此，为保证主变压器及变电所的运行可靠性，当不装设总断路器时，各分支回路包括相控电抗器回路均应装设具有切短路故障能力的断路器。
由于静止无功补偿装置中的谐波滤波器主要是吸收相控电抗器产生的谐波分量，故相控电抗器支路与谐波滤波器支路应固定连接在一起并为一个分支。
当谐波滤波器容量较大时，也可研究在该回路设分支断路器，因为谐波分量的大小取决于晶闸管装置中阀的导通角。当导通角为90°时，相控电抗器满发感性无功功率，但无谐波分量产生，故可不必投入谐波滤波器，以增加感性无功的有效输出。若谐波滤波器容量较大且无分支断路器，则谐波滤波器的容性无功功率将抵消一部分相控电抗器的感性无功功率，从而造成浪费。如设有分支断路器，此时就可将谐波滤波器切除，避免浪费。若谐波滤波器容量较小，造成的浪费较少，可不必花投资来装设分支断路器。在实际工程中，谐波滤波器支路是否装设分支断路器需根据不同运行方式下的技术经济比较确定。
第二节 并联电抗器和并联电容器及其配套设备的接线方式
第3.2.1条 如何合理选用低压并联电抗器回路投切电器，要根据电气接线方式、单组电抗器容量操作过电压倍数及母线三相短路电流大小等因素，经技术经济比较后选定。目前国内尚未生产15.75～63kV的大容量负荷开关，对于主变压器三次侧设有总断路器的接线方式，并联电抗器回路断路器只作投切电感电流用，不作开断三相短路电流用，这样可选用低开断容量的断路器(以此作负荷开关用)，从而降低设备投资。
第3.2.2条 在主变压器三次侧电压低于35kV以下时，将会出现本条的情况。目前500kV变电所通用设计表明，35kV侧母线三相短路电流已为43.01kA(主变压器容量为750MVA)，因此就要选用开断50kA三相短路电流的断路器。目前国产设备只有126kV级的SF6断路器才有此能力，即要提高两个电压等级。用此种方式，还是采用加装限流电抗器，或装设总断路器，或电抗器中性点侧装断路器，则要作技术经济比较确定。例如：东北黑龙江省的哈南500kV变电所35kV并联电抗器回路，经技术经济比较后采用断路器前加装限流电抗器的接线方式，而且将限流电抗器的电抗值计入电抗器回路的总电抗。
第3.2.3条 断路器开断低压并联电抗器时，由于断路器截流，电抗器上储存的能量将通过电抗器入口端的等值电容释放，并产生振荡，在电抗器上形成截流过电压。空气断路器产生的截流过电压较大，真空断路器次之，六氟化硫断路器产生的截流过电压最小。
从我国500kV变电所中低压并联电抗器的接线来看，当采用六氟化硫断路器时，基本上不设避雷器；当采用真空断路器或负荷开关时，均设有避雷器(即使ABB公司也如此建议)。如东丰500kV变电所切、合低压并联电抗器试验中，用六氟化硫断路器切一台30MVA的电抗器，产生的截流过电压一般为1.9～2.3倍稳态运行电压，最大截流过电压在2.6倍以下，故不需要装设避雷器。
本条间接地说明真空断路器(或负荷开关)用于并联电抗器回路的缺点。
因断路器操作并联电抗器产生的截流过电压发生在并联电抗器端部，要限制此过电压，则应将避雷器装设在断路器的并联电抗器侧，这样才能起到保护并联电抗器的作用。 第3.2.4条 由于空心户外干式并联电抗器选用双星形中性点差流保护接线方式，可检测其内部匝间短路。此种保护接线方式已在华北的房山变电所、黑龙江省的哈南变电所35kV并联电抗器中应用。由于双星形中性点差流保护接线方式要求单相并联电抗器线圈内部分裂并联绕制，对制造要求的精度极高，往往致使三相两中性点之间出现不平衡电位，正常差流值大，华北房山变电所即出现此种情况；又由于空习户外干式电抗器一般匝间电压仅数百伏，而其绝缘耐压达3kV以上(一般为B级绝缘)，因此出现匝间击穿的可能性极小。为简化保护及一次设备的制造工艺，使运行维护简单，华东地区选用高一级绝缘(F级绝缘)的单相单星形接线方式(华东任庄、洛河变电所35kV、45Mvar并联电抗器)，东北锦州董家变电所35kV并联电抗器也选用此种接线方式。
第3.2.5条 由于500kV变电所主变压器三次侧是中性点非直接接地系统，因此，并联电容器的中性点为全绝缘，其内部接线基本上分两种，单星形接线方式及双星形接线方式，国内设计中也均选用其中之一。并联电容器组内部接线方式的选择取决于单组电容器容量大小、组成内部电气设备的性能、参数以及运行和设计中所提出的要求等因素。
500kV变电所中的大容量并联电容器组一般选用并联电容器单组容量为30～60Mvar。对此大容量电容器组其内部接线选为双星形接线有以下优点：
(1)就每段并联台数而言，双星形接线比单星形接线少1倍。对60Mvar容量，前者为15台334kvar电容器，后者则为30台；前者放电能量为19.306kW2s，后者为2319.306=38.612kW2s；单台电容器耐爆能量为13kW2s，加上保护熔断器上的能量消耗(熔断器耐爆能量的试验通过值为15.06kW2s)尚允许15台334kvar单台电容器并联，而30台并联是不允许的。
(2)双星形接线的中性点不平衡电流保护用的电流互感器较单星形接线每相不平衡流保护用的电流互感器安全。当某台电容器发生极间短路时后者电容器的放电电流及经不平衡电流保护用的电流互感器的放电电流均较前者大得多。此时在后者电流互感器两端造成极高的过电压，可能使电流互感器发生绝缘事故，甚至引起爆炸(1988年8月凤凰山变电所就发生此类事故)。
(3)平衡保护所需的差电流互感器双星形接线比单星形接线的少2个。
(4)双星形接线的本体布置较清晰，电容器框架上的引线较单星形接线少，因为单星形每相差流互感器均需要高电压引接线，因此双星形接线所需的支持绝缘子数量较少，可能发生的绝缘事故点也较少，相对而言提高了运行可靠性。
双星形接线在我国已有成熟的设计和运行经验。对于单组容量为30Mvar及以上的并联
电容器组，在国外，尤其是美国，均优先选用双星形接线，从50年代至今已有大量的运行经验。此种接线已作为美国电容器标准化委员会的推荐接线。 第3.2.6条 在国内，每相多段的电容器组主要是两段串接。
对于电容器组每相的接线方式，目前有两种意见：先并后串，先串后并。持 后一种意见的人数较少，工程中采用得也少，在工程中用得多的接线还是先并后串的接线方式。 采用先并后串接线方式时，当任一台电容器故障击穿后，故障电流由两部分组成：系统供给的工频故障电流，其余健全电容器的充放电电流。由于通过故障电容器的电流大，熔丝能迅速熔断，切除故障电容器，从而排除故障，使电容器组继续运行。采用先串后并的接线方式时，当一台电容器故障击穿时，故障电流要受与它串联的健全电容器容抗的限制，故障电流比先并后串小，熔丝不能尽快熔断，故障延续的时间长，与故障电容器串联的健全电容器还可能因过电压而损 坏。
为满足特殊要求，有些电容器组每相采用几个并联部分组成不完全属于先并后串的接线方式。
最小并联台数是为保证如果并联电容器组中任一台电容器因故障被熔断器切除后，该故障段中剩余的电容器端电压的升高值不超过电容器长期工频稳态过电压允许值。计算公式见DL5014附录三。
最大并联台数由一台电容器全击穿时，熔断器所能开断的故障段中健全电容器的最大放电电流确定。当未装设熔断器时，最大并联台数由电容器外壳的允许爆破能量确定。由于最大放电电流目前尚无准确的计算方法，工程设计中一般以电容器的最小允许爆破能量确定最大并联台数。
第3.2.7条 电容器组在电网中的运行方式随无功负荷及电压的变化而改变，高峰负荷电压偏低时投入，低谷负荷电压偏高时切除，从而起到节能和调节电压的作用。因此电容器组的断路器通常操作较为频繁，电容器组合闸时将产生涌流，断路器在开断电容电流时，又容易产生电弧重燃，合闸时的高频涌流和开断时的重燃产生的过电压，将会对电容器及回路中其他设备的绝缘造成损害。限制电容器组分闸过电压或降低其倍数的关键是消除或减少断路器断口的重燃，我国对此也作了不少研究工作并改进了此类断路器的性能。选用不重燃的断路器是限制过电压的首要措施，为此电容器装置必须设置适合电容器组投切要求的专用断路器。
当开断短路与投切用断路器在价格上有明显差别时，通常采用价格便宜的投切用断路器用于各分组，而选用一台能开断短路及全部电容器组的断路器作各分组电容器的总断路器，某些情况下可以节省总投资。
第3.2.8条 本条规定明确装设串联电抗器的原则及区分串联电抗器的作用。 (1)变电所中只装一组电容器时，一般合闸涌流不大，当母线短路容量小于80倍电容器组容量时，涌流将不会超过电容器组额定电流的10倍。由于10倍以内的涌流不足以对回路设备造成损害，因此，可以不装限制涌流的串联电抗器；当并联电容器组追加投入合闸时，合闸涌流将大大增加，这个电流将会达到回路设备所不能允许的程度，在此种情况下应装设限制涌流的串联电抗器。东北、华东电业管理局规定：“变电所有两组或两组以上的电容器并列运行，为调整电网运行电压，有分别投切电容器组的操作时，电容器组必须装设限制涌
流的串联电抗器。”天津电力局还规定“??当母线上仅接有两组电容器时，应尽可能将两组电容器布置在母线的两端。”其目的也是为了限制合闸涌流。母线上只接一组电容器该处谐波分量又不大，则可不装设串联电抗器。并联电容器组合闸涌流及涌流频率可以按照DL5014附录二的公式计算。
(2)当系统的高次谐波含量超过规定时，应优先考虑在谐波源处采取限制措施；若母线上原有的高次谐波含量在《电力系统高次谐波管理暂行技术规定》的允许范围以内，装设电容器装置后，因容性阻抗将原有高次谐波含量放大，超过了允许值，则应在电容器回路装设串联电抗器，以改变回路阻抗参数，达到限制谐波的目的。
(3)串联电抗器的作用是多功能的，归纳起来主要有：①减少网络中谐波源对电容器过负荷的影响；②减小电容器组涌流的倍数和涌流频率；③减小电容器侧的短路容量；④抑制电容器回路中产生高次谐波谐振及谐波的过分放大；⑤减少电容器组断路器在两相电弧重燃时的涌流以利灭弧。但其主要作用是抑制高次谐波和涌流。电容器组因频繁操作即使采用专用的负荷开关(包括真空断路器)开断短路电流仍有困难，所以用电抗器来限制电容器回路的短路电流是一个比较经济的办法，为此需要采用不易饱和的空心电抗器。油浸铁心式电抗器易于饱和，当通过25倍额定电流时，其电抗值降为其额定值的20%左右，所以它不能作限流电抗器使用。
当具有较多组大容量并联电容器时，可考虑只用小值串联电抗(XL＜1%XC)限制涌流，另根据谐波水平状况决定是否装设小容量谐波滤波器。这是因为若在每组电容器回路串联兼有谐波滤波作用的串联电抗器，其电抗值均在6%XC以上，从而使投资增大(目前串联电抗器每千乏在80～120元之间)，而且还损失并联电容器的安装容量或使电容器运行条件恶化。当然，此种接线方式需有综合技术经济论证后采用。如东北的沈阳500kV变电所中就是采用此种方式。
由综合技术经济分析比较得出，并联层式结构的户外空心干式串联电抗器在技术性能上、运行维护上较三相(或单相)油浸铁心电抗器有很多优点。尤其是它所具有的良好的线性、噪音低、无局部过热、基本不需维护、重量轻、无防火要求、具有较强的抗短路能力等性能，是油浸铁心串联电抗器所不能比拟的。经调查，我国目前有数家厂家已批量生产此类空心串联电抗器，并已通过挂网试运行及专业技术鉴定。因此，本规定推荐选用并联层式结构的户外空心干式串联电抗器。
第3.2.9条 对于星形接线的电容器组，限制合闸涌流或抑制谐波的串联电抗器，无论接在电容器组的电源侧或中性点侧，其阻抗特性是完全一样的，可以起相同的作用。串联电抗器接电源侧，当电容器组的母线侧短路时，串联电抗器必须承受系统短路电流，因此要求它具有较高的动、热稳定性。串联电抗器装于中性点侧，可以不受系统短路电流的作用，从而降低了对串联电抗器动、热稳定的要求，机械强度要求可以降低，产品价格也相应低一些。 对于双星形接线的电容器组，若把串联电抗器装在中性点侧，电抗器的技术经济指标虽可降低，但要装两组；而装在电源侧虽需提高电抗器的电气性能，提高价格，但只需装一组，又可兼作限流电抗器，发挥其多功能作用。
综上所述，串联电抗器在电容器装置回路中的装设位置，应根据工程实际情况经技术经济比较确定。
第3.2.10条 电容器组的操作过电压主要是由断路器重燃产生的。从国内使用情况来看，国产真空断路器具有3%～6%的重燃率。1977年以来，先后在10多个变电所，对国产几种型号的30多台真空断路器进行投切试验，重燃率达4.23%，其中多相重燃率为1.98%，对地过电压超过4倍的为9.3%。在国外，如日本、美国的真空断路器灭弧性能较好，重燃率一般都在0.1%以下，但仍然配合氧化锌避雷器加以保护。故真空断路器应装设避雷器保护，而六氟化硫断路器重燃率极低，可不设避雷器保护。
断路器在切电容器组时，单相重燃可在电容器的相对地之间产生4倍以上的过电压，两相重燃可在电容器极间产生3倍以上的过电压。例如1978年12月华北侯家庙变电所电容器组，在试验第8组断路器时，由于没有避雷器保护，在较高的重燃过电压下，发生断路器闪络，而此时断路器断口又没有熄弧，造成母线短路。辽宁灯塔一次变电所10kV电容器组，未装避雷器之前，在切合4次电容器组的操作中发生过2次过电压；装上氧化锌避雷器后，进行了10次切合试验，出现的过电压不超过1.4倍。1981年9月天津陈塘庄变电所电容器组在投运试验中，发生两相重燃，出现4.2倍的重燃过电压，A、C两相的阀型避雷器(FS-10型)当即动作，但因通流容量不够而爆炸，电容器的支持绝缘子闪络击穿。又如苏州平门变电所电容器组在做投切试验时，第一次投切30次试验中，因氧化锌避雷器未到货，未能限制投切试验中的重燃过电压，损坏了一台电容器；第二次投切试验150次中，由于安装了氧化锌避雷器，断路器分闸重燃时氧化锌避雷器动作(已录波)有效地防止了电容器损坏事故。据华北电力试验研究所报导，在切电容器组试验的54相次重燃数据的统计中，电容器侧的过电压倍数较母线侧高。例如，断路器重燃时的电容器侧出现2倍过电压的几率有50%，出现5倍过电压的几率仍有2.5%。因此本条规定氧化锌避雷器应装设在电容器附近。 在并联电容器装置中，当电容器、串联电抗器和断路器之间的相对位置不同时，可采用不同的避雷器保护方式。根据断路器重燃几率，如仅需要限制单相重燃过电压，则可采用表3.2.10-1中接线方案1～6所示的保护接线。能源部武汉高压研究所在TNA上做的试验表明(见表3.2.10-1)，这6种保护接线均可将电容器对地过电压限制在4倍以下，只有接线方案6所示的保护接线中电抗器对地电压超过4倍，不满足要求。华北电力试验研究所用EMTP计算结果(见表3.2.10-1)与能源部武汉高压研究所在TNA上的试验结果基本一致，不同之处是，接线方案3所示保护接线中电容器对地过电压的计算值超过4倍。由于计算和试验中考虑的因素有所不同，各种条件也有差异，使得出的结果有所不同。这也说明对电容器的重燃过电压还需要进行更全面深入的分析研究。从我国目前应用情况来看，接线方案3所示保护接线应用最广泛。自1977年华北电网许多变电所陆续投运的并联电容器组也多采用接线方案3所示的保护接线，10年来运行情况良好。这说明接线方案3所示的保护方式在限制单相重燃过电压的同时，也使两相重燃的几 率大大减少。
表3.2.10-1 单相重燃过电压保护接线方案及过电压倍数 接线方案1 接线方案2 武汉高压研究项 目 所TNA试验结果 华北电力试验研究所EMTP计算结果 电容器对地过电压倍数 电容器项 目 武汉高压研究所TNA试验结果 华北电力试验研究所EMTP计算结果 电容器对地过电压倍数 3.263 3.142 电容器对地过电压倍数 3.166 对地过电压倍数 接线方案3 接线方案4 武汉高压研究项 目 所TNA试验结果 华北电力试验研究所EMTP计算结果 电容器电容器对地过电压倍数 3.700 4.10 对地过电压倍数 电容器电容器对地过电压倍数 3.150 3.50 对地过电压倍数 接线方案5 接线方案6 3.941 3.142 项 目 武汉高压研究所TNA试验结果 华北电力试验研究所EMTP计算结果 3.31 3.36 项 目 武汉高压研究所TNA试验结华北电力试验研究所项 目 武汉高压研究所TNA试验结 华北电力试验研究所EMTP计果 EMTP计算结果 电抗器果 算结果 电抗器对地过电压倍数 3.302 对地过电压倍数 电抗器3.306 3.39 电抗器对地过电压倍数 对地过电压倍数 4.305 4.23
试验结果分析表明：要限制两相重燃过电压，必须将避雷器直接并联在电容器两端，表3.2.10-2中接线方案1～接线方案3示出的保护接线可同时保护电容器对地和极间及电抗器对地过电压。接线方案1、接线方案2所示的保护接线使用的避雷器数目少，更适宜采用。 综上所述，由于电容器组的接线方式、容量和电压等级等具体条件各不相同，目前试验数据尚不全面，计算结果也不完全一致，尚无条件作出恰当的具体规定。因此对保护电容器组操作过电压的避雷器接线方式应通过具体工程计算或试验来确定。在满足过电压保护要求的前提下，应尽可能采用简便的保护接线方式。当仅需限制单相重燃过电压时，宜优先采用接线方案5和接线方案6所示的保护接线，其次采用接线方案3和接线方案1所示的保护接线。若同时需要限制单相和两相重燃过电压时宜优先采用表3.2.10-2的接线方案1和接线方案2所示的保护接线。
此外，电容器组母线侧的过电压保护，应按SDJ7《电力设备过电压保护设计技术规程》的规定执行。
第3.2.11条 我国国家标准GB3983《并联电容器》A.10中规定：“虽然已有放电装置，在人接触电容器组的带电部分之前，仍应把电容器端子或母线短接起来并且接地”。考虑到检修时接地方便，宜采用装设接地开关的方式，将电容器组的电源侧星形接线的中性点同时接地。此外，为使检修工作开始前可靠接地，应考虑装设防止误操作的机械联锁。 天津电力局规定：“电容器组的电源侧及中性点侧均应装设接地开关”。因为，星形接线的电容器组，长时间运行后中性点积有电荷，电源侧经接地放电后，中性点仍会具有一定电位，威胁检修人员的安全。广州供电局曾发生一例这样的事故：某变电所的电容器组检修时，在电容器组的电源侧已挂了接地线，检修人员认为已有安全措施，开始进行检修，当检修人员的手臂碰到中性点时，发生了触电事故。所以，检修前中性点与电源侧均应接地。考虑到有时候装设接地刀闸有困难，有些地区有挂接地线的习惯，采用装设接地刀闸和挂接地线两种措施均可，故本条规定允许在这两种措施中进行选择。
表3.2.10-2 两相重燃过电压保护接线方案及过电压倍数 接线方案1 接线方案2 华北电力试验研究所EMTP计算结果 电容器对地过电压倍数(单相重燃) 3.50 电容器对地过电压倍数(单相重燃) 3.67 电容器极间过电压倍数(两相重燃) 2.65 接线方案3
此外，由于熔断器熔断，内部连接断脱，在多段串联的电容器组内部连接处，有时可能残留剩余电荷，因此在接触之前也应将这些连接点对地短接放电，以保证检修人员安全。 第3.2.12条 大容量并联电容器装置的安全可靠性，不仅与并联电容器的制造质量、并联电容器组的内部接线方式、配套设备的制造水平及合理选用以及运行条件有着密切的关系，而且与并联电容器组配置的保护装置的选择性、灵敏性等有着直接关系。
并联电容器组是由若干台并联电容器按要求串、并联组合而成的，在运行中由于某种原因引起的过电压、过电流和高温的影响，均可能使其内部元件击穿，若不及时将故障电容器切除退出运行，将导致内部元件全击穿，致使箱壳发生爆裂，进而波及邻近健全电容器，甚至使整组电容器烧毁。近年来这类事故例子不少。因此，对于电容器内部故障保护的基本要求是：
(1)在内部串联元件未全部击穿之前，保护装置应能灵敏地反映并迅速加以切除。 (2)在切除故障的同时应能确定和隔离发生故障的单台电容器，并保证其余健全电容器能在不过电压的情况下继续运行。
国内外实践统计资料表明，按严格工艺制造的质量性能过关的单台电容器外部专用熔断器能满足上述基本要求。
强调要装设单台电容器外部专用熔断器的要求，还因有下列原因：
(1)若只装设整组继电保护，而无单台保护熔断器时，虽能迅速反应内部部分元件故障而将整组电容器切除，但却不能立即隔离故障的单台电容器，不利于整组电容器的连续运行
和及时恢复投运。北京地区双星形接线电容器组只采用中性线电流平衡保护就曾有这样的运行缺陷。此外，对并联台数较多的大容量电容器组，若无单台熔断器保护，则在整组保护切断电源以后，仍将有来自其它电容器的放电电流通过故障点，可能将故障扩大。 (2)装有内熔丝的电容器尚不能保护内部极间(两引线通过介质油放电)短路可能导致的外壳爆裂。
(3)装设分组熔断器的保护效果较差，一般不宜采用。用一个分组熔断器保护几台并联电容器的方式，虽可节约部分投资，但由于它对于单台电容器的低能量长时间的层间故障反应迟钝，甚至不能反应，因而其保护效果不佳，运行中有大量爆裂事故发生。此外，分组熔断器保护还存在组内任一电容器发生内部短路故障时，其它健全电容器向故障电容器放电的问题，此放电电流不经过保护熔断器，有可能加剧故障电容器损坏。分组熔断器动作后还将使整个分组内的完好电容器退出运行，造成不必要的停运。
国内不少电业管理局颁布的《并联电容器组安装设计和运行的技术规定》、水利电力部颁布的《继电保护和自动装置设计技术规程》、《供用电继电保护》等技术规定规程中均规定每台电容器必须有专用熔断器进行保护。
但是，经调查表明，目前国内有不少并联电容器组虽然均装有专用保护单台电容器的喷逐式熔断器，仍发生不少电容器爆裂事故。不少运行单位反映由于对熔断器性能要求十分苛刻，目前生产厂家的产品质量又难以满足这些要求，因此他们不装专用单台电容器保护熔断器，而只用继电保护装置，经多年运行也有成功的经验。例如河北电力局、北京供电局均有此种经验。因此本规定不作必须装设外部熔断器的规定，而只作宜装设外部熔断器的规定。 本条还规定：“当电容器的外壳直接接地时，保护单台电容器的熔断器应接于电源侧”。这是针对双套管电容器所作的规定。据调查，有少数运行中的某些制造厂的电容器装置，可能是为了布置上方便接线，把单台电容器的熔断器接在星形接线的中性点侧。当然这在发生电容器极间短路故障时，熔断器起的作用与装在电源侧是一样的；但是，当发生电容器套管闪络和极对壳击穿事故时，故障电容电流将不通过装在中性点侧的熔断器，若熔断器装在电容器的电源侧，当故障电容电流足够大时，熔断器将被熔断而切除故障。另一种情况是：当中性点侧连接线上的任何一点发生接地时(星形，特别是双星形接线的中性点连接线通常是很长的，发生一点接地有一定的几率)，此时若再发生电容器套管闪络或极对壳击穿事故，相当于出现两点接地，装在中性点侧的熔断器被短接，而装在电源侧的熔断器却能够切断故障。
第3.2.13条 电容器是储能元件，断电后两极之间的最高电压可达额定电压峰值
2Uce(Uce为电容器额定电压)，因此最大储能为CUC，不能靠自身的高绝缘电阻放电至安
2全电压。为了避免合闸过电压，必须并接放电设备，在短时间内使残压降至安全电压，以保障再次合闸时的设备安全及检修人员安全。同时，对自动投切的电容器组加装了外放电装置，可降低单相重燃过电压倍数。如果只靠电容器内附的放电电阻，其放电速度太慢，重燃过电压将比装了外放电装置的电容器组为高。鉴于电容器组的放电，关系到电容器的安全运行，所以本条强调电容器的外放电装置回路必须完整，不允许在放电回路中串接熔断器及其他开关设备，不能因某种原因使回路断开终止放电。为了保证人身和设备安全，我国国家标准GB3983《并联电容器》和国际电工委员会(IEC)推荐标准出版物70第2版1967《电力电容
表4.3.2 并联电抗器允许最高连续运行电压 电网额定电压(kV) 主变压器三次侧额定电压(kV) 电抗器最高工作电压(kV)/相应的容量(Mvar) 电抗器实际工作电压(kV)/相应的容量(Mvar)
表4.3.2说明正确选定并联电抗器的最高工作电压对电抗器作用的发挥意义很大。500kV并联电抗器铭牌容量为150Mvar(在550kV时)，在工作电压为525kV时的实际容量只有136.7Mvar。铭牌容量为60Mvar(在66kV时)的63kV并联电抗器，由于主变压器压降，电抗器投入时母线电压可能在60～63kV之间，则电抗器运行时的有效容量约在49.6～54.7Mvar之间。
由此看来，并联电抗器的选择可以有如下两种方法：
(1)分别规定并联电抗器的额定电压及最高工作电压，设计按其额定电压时的容量作无功平衡，并按可能出现的最高工作电压作校验。
(2)规定并联电抗器的最高工作电压，即为其额定电压，电网设计中按其实际工作电压下的无功出力作无功平衡。 以上两种方法的含义基本相同：
(1)在制造方面并联电抗器的温升和材料消耗，由最高工作电压所确定，并不因为另规定一个额定电压(及其相应的容量)造价会有所降低。电网设计只能按接入电抗器后可能出现的最高工作电压作校验，而按实际工作电压时的容量作无功平 衡。
(2)最近电抗器国标中定义额定电压为：在三相电抗器的一个绕组的端子间或在单相电抗器的一个绕组的端子间指定施加的电压。额定电压作为设计、制造的保证和试验的基础。定义额定容量为：在额定电压下运行时的无功功率。定义最高运行电压为：电抗器能够连续运行而不超过规定温升的最高电压。但它加两个 注解： 1)额定电压可规定为等于最高运行电压。 2)最高运行电压和额定电压由订货方提出。
由此可见，国标的规定是灵活的，并不支持我国对设备电压的传统规定方法，也可将电抗器的最高运行电压视为电抗器的额定电压。
但是必须指出：并联电抗器最高工作电压的确定应慎重，特别对于装在330～500kV主变压器三次侧的。如果最高工作电压确定得保守(过高)，运行中将不能充分发挥其有效出力，造成浪费。本规定建议并联电抗器最高运行电压宜为主变压器三次侧额定电压的1.0～1.05倍。
第4.3.3条 并联电抗器中性点和中性点小电抗的绝缘水平主要取决于中性点出现的最
525/136.7 345/81.3 60～63/49.6～54.7 33.3～35/49.3～54.4 550/150 363/90 66/60 36.75/60 500 330 63 63 35 35 大工频过电压。
在东北500kV元辽线上进行了内模试验，元辽线长368km，首末端按各装160Mvar电抗器，补偿度为76%，中性点经420Ω小电抗接地进行试验。试验结果表明：各种操作方式下测得中性点工频暂态过电压最高达112kV(有效值)；当元辽线上出现500kV锦州变电所后，并联电抗器中性点的工频过电压降为76.2kV(有效值)。
500kV平武输变电工程模拟计算的结果为：补偿度为60%时，工频过电压在90kV(有效值)以下。
对500kV变电所，我国SDGJ69《500kV变电所设计暂行技术规定(电气部分)》中规定：“并联电抗器中性点的绝缘水平应根据中性点小电抗值确定。冲击试验电压宜取750kV(峰值)，工频试验电压宜取325kV(有效值)”。该规定中的绝缘耐压值是根据上述试验结果，但基于采用磁吹避雷器保护确定的，受磁吹避雷器灭弧电压的限制，绝缘耐压值取得很高，而目前已广泛使用金属氧化物避雷器，残压较低。根据上述试验结果，当采用金属氧化物避雷器时，电抗器中性点的绝缘耐压是可以降低的，可降低到110kV级，一般能满足线路高压并联电抗器补偿度较高的情况。
最大工频过电压与电抗器的补偿度和小电抗值有直接关系，补偿度愈低(当以低压并联电抗器代替高压电抗器时，就是这种情况)，中性点小电抗值愈大，中性点的工频过电压愈高。对具体工程，补偿度和小电抗值会有所不同，还应通过试验或计算来确定其绝缘水平。 330kV变电所中的关联电抗器中性点及小电抗器的绝缘水平，可参照上述原则确定。 中性点小电抗值的选择，与线路长度及其并联电抗器的补偿度(并联电抗器的容量与线路充电功率的比值)有关，以限制潜供电流为目的，并需验算谐振过电压。线路的并联电抗器补偿度越高，小电抗值越小。如果并联电抗器容量已确定，则线路越长，小电抗值需要越大，过大的小电抗值将增加小电抗造价和绝缘。只要满足限制潜供电流规定的要求，可不必追求最佳的小电抗值。具体的选择方法，请参见SDJ161《电力系统设计技术规定编制说明》。 电抗器的噪音，过去工程设计中是指距外壳体一定距离处的噪音水平。此距离为2～3m，各工程不一致。因此本规定只规定允许噪音值，并应按照GB7328《变压器和电抗器的声级测量》规定的方法进行测量。
第四节 低压并联电抗器
第4.4.1条 如第3.2.8条说明所述，并联层式结构的户外空心干式并联电抗器在技术性能上、运行维护上较三相(或单相)油浸铁心电抗器有很多优点是油浸铁心电抗器所不能比拟的。在经济造价方面，目前据某些厂家估计，单相空心电抗器与三相油浸铁心电抗器相当，比同容量的单相油浸铁心电抗器便宜，经调查国外TE公司生产的单相空心户外干式电抗器比同容量的油浸铁心电抗器出厂价格低1/3，因此在经济造价方面也是可取的。经调查：这种类型的电抗器的生产技术及有关材料我国已开始在解决，但由于它的制造难度及技术要求较高，估计要在1992年后才有国产产品。
另经调查统计，国内生产油浸铁心并联电抗器厂家较少，在技术上，至今对漏磁通的控制仍无把握，表现在经常发生内部漏磁引起局部过热，个别甚至引起烧毁。由于大型并联电抗器在铁心中有许多气隙存在，使磁路磁阻大大增加，加上线圈的漏磁通道比较大，因此，不经过磁路闭合的漏磁通比一般同容量的变压器大得多，这样大的漏磁通被限制在油箱所包
围的空间中，极易在各种结构件中引起严重发热，这本身是一个很大的难题。经了解到目前为止国内对此技术问题研究进展甚微，致使产品也未过关，投运后产生不少预想不到的问题。例如，我国东北海城、东丰两变电所中均装有63kV、30Mvar户外油浸铁心并联电抗器，发生漏油、绝缘油质不合格、内部金属性短路及油箱发热、噪音水平大大超出规定标准等情况，均回厂改造返修，长期停运，给运行单位带来损失。
由上述情况得出：对于国产低压并联电抗器无论是户外空心干式或油浸铁心式，均有待通过制造和运行实践考验，目前暂按两者并存，而且宜优先考虑采用空心电抗器，根据我国产品发展，逐步以空心式取代油浸铁心式。
第4.4.2条 本条中的数值是GB10229《电抗器》中所采取的数值。 第4.4.3条 详见第4.3.2条说明。
第4.4.4条 并联电抗器的总损耗值，与其本身造价及年运行费用有着直接关系，此值取得过低，将使造价直线上升，但年运行费用下降，原则上应按综合经济比较后选定最佳合理值。本条所列之值是按我国电价与电抗器造价、以往工程订货时制造厂与用户均能接受的指标选定的。
第4.4.5条 本条是针对油浸铁心电抗器制订的。选定在外施电压1.1倍最高工作电压时其伏安特性仍为线性，就能保证电抗器在正常运行时铁心不饱和，避免过高的谐波电流和出现谐振等问题。
第4.4.6条 用于中性点不接地系统的并联电抗器，其中性点的绝缘水平同变压器一样，是按线端全绝缘水平要求的。
第4.4.7条 本条中的数值是根据国内已有工程设计中所采用的且被制造厂所接受的数值。
第五节 串联电抗器
第4.5.1条 本条规定是为了明确选择限制合闸涌流的串联电抗器电抗值的原则。涌流应小于断路器所允许的额定关合电流。
电容器抗涌流能力按我国GB3983《并联电容器》规定为：“电容器应能承受第一个峰值不超过22倍额定电压有效值，最长持续1/2周期的过渡过电压。用不重燃的开关切合电容器组时，此过电压通常是在关合时发生，此时过电流的最高峰值允许达到100倍额定电流，在这种情况下，每年允许作1000次切合。其中若干次切合是在电容器的温度低于0℃，但在下限温度之内进行的。”对于电容器的专用熔断器，大部分制造厂家均参照西安电力电容器研究所提出的有关涌流参数的建议标准，此标准是根据1975年3月召开的切合电容器开关座谈会纪要 提出的。
(1)涌流第一半波幅值为额定电流幅值的70倍(即有效值的100倍)； (2)涌流频率为工频的70倍，即3500Hz； (3)涌流振荡衰减时间为1/5(工频)周波，即4ms。
这就是国内现行的专用保护熔断器抗涌流能力的考核试验条件。虽然这些参数与IEC标准相比较，频率值较低，而且频率和衰减时间未给定一个允许误差范围，以致给实际试验带来困难，但这并不妨碍把它们作为限制涌流的参数标准。
电容器组投入时的高频涌流通过变比较小的电流互感器时，由于电流互感器一次侧绕组
电感较大，在合闸过程中有较大的过电压产生，可能将电流互感器一次侧绕组的绝缘击穿。张家口地区的候家庙变电所及山西、江苏等省的变电所均发生过此类事故。涌流越大，过电压也越高。张家口供电局曾试验用低压避雷器跨接于电流互感器一次侧两端，但未成功，其结果是低压避雷器与互感器同时爆炸。为防上述事故，制造时应加强匝间绝缘并研究限制匝间过电压的保护措施。另外，涌流也能在电流互感器二次侧端子间感应出高电压，以至放电而损坏二次设备。例如原天津白庙变电所的电容器组就曾由于断路器合闸多次发生互感器损坏而使保护误动。涌流过大可能造成断路器触头熔焊、烧损，重燃时的冲击涌流还可能使断路器灭弧腔由于冲击膨胀而损坏。涌流产生的电动力会给开关设备、母线和绝缘子等设备以很大的冲击，还可能造成电容器绝缘损伤，并使串联电抗器和电流互感器产生严重的过电压而使绝缘击穿。
一般的铁心电抗器，由于投入时的饱和作用，实际上电抗值比额定值减少很多。国产的铁心电抗器，大约在3倍额定电流下铁心就饱和。例如，良乡变电所的CKS-300/10型电抗器，额定容量300kVA，每相额定电抗1.34Ω，合闸瞬间动态电抗的理论计算值为：250?134.?6.7???50，其中250Hz为电容器组合闸涌流频率，但由于合闸涌流引起电抗器磁通6.7?2.75?10000?5900饱和，动态电抗的实测值为2.75Ω，较理论值减小6.7。因此，国产铁心
串联电抗器在合闸涌流下的实际电抗值只有额定电抗值的30%～60%。宁波变压器厂［生产的CKS(CKD)型串联电抗器的厂家］来信声明：当通过电流为额定电流的25倍时，电抗值将降为额定电抗的20%左右。虽然日产HM型串联电抗器的特性较好，但也存在此问题。例如北京供电局采用的HM型600VA串联电抗器，每相额定电抗0.726Ω，该电容器组合闸
167?0.726?2.42???涌流频率为167Hz，合闸瞬间动态电抗的理论计算值为：50，由于合闸涌流
2.42?194.?10000?2000引起电抗器磁通饱和，动态电抗的实测值为1.94Ω，较理论值小2.42。所
以，从限制涌流的角度来看可选取空心电抗器，以获得良好的线性特性。
经调查统计表明，串联电抗器对限制电容器的合闸涌流的效果十分明显。东北电力试验研究院于1989年5月在辽阳500kV变电所(装有6%XC串联电抗器的大容量并联电容器)用SFE24-25-25断路器投切电容器组，测得的最高涌流倍数K值统计如下： (1)单合、单分30Mvar电容器组10次，涌流倍数K=4.1。 (2)合—0.1—分30Mvar电容器组5次，K=3.8。
(3)当被试断路器的母线已运行一组或多组电容器的条件下，进行被试断路器合、分电容器组的试验：合、分30Mvar电容器组3次，K=4.7。 (4)合、分60Mvar电容器组5次，K=3.5。 (5)单合、单分120Mvar电容器组10次，K=4.5。 上述试验结果与理论公式(见DL5104附录二)基本一致。
经向厂家调查表明，我国目前生产的断路器，电流互感器技术性能上均无耐受电容器合闸涌流的保证值，型式试验及出厂试验中均无此项指标，产品行业标准中也无规定。因此本技术规定认为目前尚无条件列出用于电容器回路的断路器及电流互感器的耐涌流具体数值。
由理论计算及大量现场测试表明，电容器回路加入低值串联电抗器对限制电容器合闸涌流具有明显效果。例如：1990年在沈阳沙岭500kV变电所60Mvar并联电容器投切试验表明，其串联电抗值仅为0.082%XC，测得合闸涌流值为16～17倍，回路中的SF6断路器及电流互感器均能承受此涌流值。
第4.5.2条 本条中的数值是参照了有关标准中的推荐值，以及国内部分工程设计中所采用的且被制造厂所接受的数值。
第4.5.3条 本条是根据电容器允许长期过电流运行的条件，同时考虑铁心电抗器的饱和作用而规定的。
1.35倍额定电流中的谐波含量对电抗器制造关系很大，特别是对铁心电抗器。对此国标及IEC标准(1989)并未作出明确规定，日本工业标准(JIS—C4801.1977)规定：最大工作电流应可在电抗器回路含有5次谐波电流，且其含有率为基波的35%以下，其合成电流均方根值为额定电流的120%以下的情况，电抗器可以无故障地使用，这相当于等值谐波电流为Ih?1.22?12~1.22?1.062?0.663~0.562(即66.3%～56.2%)(式中1.06系考虑串联电抗为
6%XC电抗器时的工频电流的增大)。当综合电流在1.35倍额定电流下，等值谐波电流含量
.2?106.2~135.2?11.2?0836.~0.78(即83.6%～78%)，相当于Ih?135这在制造上会增大造价，
尤其对于铁心电抗器。由于当前我国生产的空心电抗器尚在试制阶段，国标又未作出规定，因此对谐波含有量尚无明确规定。根据上述情况等值谐波含有量值宜按工程系统具体情况及电抗器型式确定，可在60%～80%之间选择。
第4.5.4条 当串联电抗值在4%XC以上时，在电抗器后的短路电流为其额定电流的25倍或以下，持续时间2s是按制造标准及目前工程中惯用之值。当电抗值小于4%XC时，其后的短路电流按其电抗率倒数倍的额定电流计算，可能很大，此时电抗绕组要承受很高的动、热稳定和要求高的匝间绝缘，可能使电抗器造价过大，应与制造厂协商确定最大短时允许电流值。
第4.5.5条 本条与GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》相一致。
第4.5.6条 串联电抗器的损耗值与其型式及额定容量有关，容量越大，其损耗百分值越小，对用于330～500kV变电所内并联电容器组前的串联电抗器容量一般在300kvar以上，其损耗一般宜不超过额定容量的1.5%，对容量在100kvar以下，其损耗一般不超过额定容量的2.5%，理由同第4.5.2条的条文说明。
第4.5.7条 经调查，国产油浸铁心电抗器，运行中噪音均较大，有的甚至使运行部门难以承受，这是由于铁心块和气隙组成的铁心柱、金属构件、油箱，因电磁力产生的振动，形成噪音。应有合理的结构设计和严格的装配工艺，将铁心电抗器的噪音限制在允许的水平范围内。对于空心电抗器，其噪音十分小。本条所列噪音水平是根据环保要求列出，且在过去工程设计中已被制造厂接受。
电抗器的噪音水平在过去工程设计中是指对外壳体一定距离处的噪音水平。此距离为2～3m，各工程不一致。因此，本条只规定允许噪音值，并应按照GB7328《变压器和电抗器的声级测量》规定的方法进行测量。
第六节 断路器